C 62282-3-201：2019
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目 次
ページ
序文 ··································································································································· 1
1 適用範囲························································································································· 1
2 引用規格························································································································· 2
3 用語及び定義··················································································································· 3
4 記号······························································································································· 7
5 燃料電池発電システムの構成 ····························································································· 11
6 基準状態························································································································ 12
7 発熱量の基準·················································································································· 12
8 試験準備························································································································ 13
8.1 一般事項 ····················································································································· 13
8.2 不確かさ解析 ··············································································································· 13
8.3 データ取得計画 ············································································································ 13
9 試験設備························································································································ 13
10 測定計器及び測定方法 ···································································································· 15
10.1 一般事項 ···················································································································· 15
10.2 測定計器 ···················································································································· 15
10.3 測定点 ······················································································································· 16
10.4 測定システムの不確かさの最低要求値 ············································································· 17
11 試験条件 ······················································································································ 17
11.1 試験室の条件 ·············································································································· 17
11.2 燃料電池発電システムの設置及び運転条件 ······································································· 18
11.3 電源条件 ···················································································································· 18
11.4 試験燃料 ···················································································································· 18
12 運転工程 ······················································································································ 18
13 試験計画 ······················································································································ 20
14 電力出力性能及び回収熱出力性能の形式試験 ······································································ 20
14.1 一般事項 ···················································································································· 20
14.2 原燃料消費量試験 ········································································································ 21
14.3 電力出力試験 ·············································································································· 24
14.4 熱回収試験 ················································································································· 24
14.5 起動試験 ···················································································································· 26
14.6 ランプアップ試験 ········································································································ 30
14.7 保管停止状態試験 ········································································································ 31
14.8 電力出力変化試験 ········································································································ 32
14.9 停止試験 ···················································································································· 34
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14.10 効率計算 ·················································································································· 36
14.11 運転サイクル発電効率································································································· 37
14.12 電磁両立性（EMC）試験 ···························································································· 38
15 環境性能形式試験 ·········································································································· 40
15.1 一般事項 ···················································································································· 40
15.2 騒音試験 ···················································································································· 40
15.3 排ガス試験 ················································································································· 42
15.4 排水試験 ···················································································································· 51
16 試験報告書 ··················································································································· 51
16.1 一般事項 ···················································································································· 51
16.2 標題ページ ················································································································· 51
16.3 目次 ·························································································································· 52
16.4 概要報告書 ················································································································· 52
附属書A（規定）天然ガス成分の発熱量 ·················································································· 53
附属書B（参考）天然ガス及びプロパンガスの組成例 ································································ 55
附属書C（参考）試験のスケジュール例 ·················································································· 57
附属書D（参考）一般的な排ガス成分 ····················································································· 58
附属書E（参考）詳細報告書及び全体報告書の記載指針 ····························································· 59
附属書F（参考）定格電力出力の運転期間の選択 ······································································· 60
参考文献 ···························································································································· 61
附属書JA（参考）JISと対応国際規格との対比表 ······································································ 62
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まえがき
この規格は，工業標準化法に基づき，日本工業標準調査会の審議を経て，経済産業大臣が制定した日本
工業規格である。
これによって，JIS C 8823:2008，JIS C 8824:2008及びJIS C 8841-3:2011は廃止され，これらの規格の一
部を分割・統合し，その一部を統合して制定したこの規格に置き換えられる予定である。
この規格は，著作権法で保護対象となっている著作物である。
この規格の一部が，特許権，出願公開後の特許出願又は実用新案権に抵触する可能性があることに注意
を喚起する。経済産業大臣及び日本工業標準調査会は，このような特許権，出願公開後の特許出願及び実
用新案権に関わる確認について，責任はもたない。
JIS C 62282-3の規格群には，次に示す部編成がある。
JIS C 62282-3-100 第3-100部：定置用燃料電池発電システム−安全性
JIS C 62282-3-200 第3-200部：定置用燃料電池発電システム−性能試験方法
JIS C 62282-3-201 第3-201部：定置用燃料電池発電システム−小形定置用燃料電池発電システムの
性能試験方法
JIS C 62282-3-300 第3-300部：定置用燃料電池発電システム−設置要件
日本工業規格 JIS
C 62282-3-201：2019
燃料電池技術−第3-201部：
定置用燃料電池発電システム−
小形定置用燃料電池発電システムの性能試験方法
Fuel cell technologies-Part 3-201: Stationary fuel cell power systems-
Performance test methods for small fuel cell power systems
序文
この規格は，2017年に第2版として発行されたIEC 62282-3-201を基とし，我が国の実情に合わせるた
め技術的内容を変更して作成した日本工業規格である。
なお，この規格で点線の下線を施してある箇所は，対応国際規格を変更している事項である。変更の一
覧表にその説明を付けて，附属書JAに示す。
1
適用範囲
この規格は，次の全てに該当する小形定置用燃料電池発電システム（以下，燃料電池発電システムとい
う。）の電力出力性能，回収熱出力性能及び環境性能に関する試験方法について規定する。
− 電力出力：定格正味電力出力が10 kW未満
− 出力モード：系統連系運転，自立運転又は独立運転
− 出力電圧：交流出力の場合220 V以下，又は直流出力の場合1 500 V以下
注記1 我が国の配電電圧は，“電気設備に関する技術基準を定める省令”において，低圧は交流 600
V以下又は直流750 V以下と規定されている。
− 運転圧力：燃料ガス及び酸化剤が通る部分の最大許容運転圧力（ゲージ圧力）が0.1 MPa未満。ただ
し，液体燃料が通る部分は，1.0 MPa未満。
− 原燃料：気体燃料（天然ガス，液化石油ガス，プロパン，ブタンなど），液体燃料（灯油，メタノール
など）又は水素
− 酸化剤：空気
この規格には，形式試験及びその試験方法を含む。この規格では出荷試験及び性能目標は規定しない。
この規格のユーザは，この規格に記載した中から目的に適した試験項目を選択して実施することができ
る。この規格は，ここに規定した以外の試験方法の排除も意図していない。
この規格は，電力利用が主目的で，回収熱を二次的に利用する燃料電池発電システムにも適用すること
ができる。この規格は，熱利用が主目的で，電力を二次的に利用する燃料電池発電システムには適用しな
い。
統合された蓄電池をもつ燃料電池発電システムは，この規格の対象である。この中には，電池が内部充
電される燃料電池発電システム及び外部電源によって充電される燃料電池発電システムを含む。
2
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この規格は，熱エネルギーを発生させる追加補助的な熱源装置は対象としない。
注記2 この規格の対応国際規格及びその対応の程度を表す記号を，次に示す。
IEC 62282-3-201:2017，Fuel cell technologies−Part 3-201: Stationary fuel cell power systems−
Performance test methods for small fuel cell power systems（MOD）
なお，対応の程度を表す記号“MOD”は，ISO/IEC Guide 21-1に基づき，“修正している”
ことを示す。
2
引用規格
次に掲げる規格は，この規格に引用されることによって，この規格の規定の一部を構成する。これらの
引用規格のうちで，西暦年を付記してあるものは，記載の年の版を適用し，その後の改正版（追補を含む。）
は適用しない。西暦年の付記がない引用規格は，その最新版（追補を含む。）を適用する。
JIS B 8005 往復動内燃機関−空気音の測定−実用測定方法及び簡易測定方法
注記 対応国際規格：ISO 6798，Reciprocating internal combustion engines−Measurement of emitted
airborne noise−Engineering method and survey method
JIS C 1509-1 電気音響−サウンドレベルメータ（騒音計）−第1部：仕様
注記 対応国際規格：IEC 61672-1，Electroacoustics−Sound level meters−Part 1: Specifications
JIS C 8800 燃料電池発電用語
JIS C 61000-3-2 電磁両立性−第3-2部：限度値−高調波電流発生限度値（1相当たりの入力電流が
20 A以下の機器）
注記 対応国際規格：IEC 61000-3-2，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 3-2: Limits−Limits for
harmonic current emissions (equipment input current ≤ 16 A per phase)
JIS C 61000-4-2 電磁両立性−第4-2部：試験及び測定技術−静電気放電イミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-2，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-2: Testing and
measurement techniques−Electrostatic discharge immunity test
JIS C 61000-4-3 電磁両立性−第4-3部：試験及び測定技術−放射無線周波電磁界イミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-3，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-3: Testing and
measurement techniques−Radiated, radio-frequency, electromagnetic field immunity test
JIS C 61000-4-4 電磁両立性−第4-4部：試験及び測定技術−電気的ファストトランジェント／バー
ストイミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-4，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-4: Testing and
measurement techniques−Electrical fast transient/burst immunity test
JIS C 61000-4-5 電磁両立性−第4-5部：試験及び測定技術−サージイミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-5，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-5: Testing and
measurement techniques−Surge immunity test
JIS C 61000-4-6 電磁両立性−第4-6部：試験及び測定技術−無線周波電磁界によって誘導する伝導
妨害に対するイミュニティ
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-6，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-6: Testing and
measurement techniques−Immunity to conducted disturbances, induced by radio-frequency fields
JIS C 61000-4-8 電磁両立性−第4-8部：試験及び測定技術−電源周波数磁界イミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-8，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-8: Testing and
3
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measurement techniques−Power frequency magnetic field immunity test
JIS C 61000-4-11 電磁両立性−第4-11部：試験及び測定技術−電圧ディップ，短時間停電及び電圧
変動に対するイミュニティ試験
注記 対応国際規格：IEC 61000-4-11，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 4-11: Testing and
measurement techniques−Voltage dips, short interruptions and voltage variations immunity tests
JIS C 61000-6-1:2008 電磁両立性−第6-1部：共通規格−住宅，商業及び軽工業環境におけるイミュ
ニティ規格
注記 対応国際規格：IEC 61000-6-1，Electromagnetic compatibility (EMC)−Part 6-1: Generic standards
−Immunity standard for residential, commercial and light-industrial environments
JIS C 62282-3-200 燃料電池技術−第3-200部：定置用燃料電池発電システム−性能試験方法
注記 対応国際規格：IEC 62282-3-200:2015，Fuel cell technologies−Part 3-200: Stationary fuel cell
power systems−Performance test methods
JIS K 0102 工場排水試験方法
JIS K 0400-20-10 水質−化学的酸素消費量の測定
ISO 5815-2，Water quality−Determination of biochemical oxygen demand after n days (BODn)−Part 2:
Method for undiluted samples
ISO 6974 (all parts)，Natural gas−Determination of composition with defined uncertainty by gas
chromatography
ISO 6975 (all parts)，Natural gas−Extended analysis−Gas-chromatographic method
CISPR 11，Industrial, scientific and medical equipment−Radio-frequency disturbance characteristics−Limits
and methods of measurement
ASTM D4809-09，Standard Test Method for Heat of Combustion of Liquid Hydrocarbon Fuels by Bomb
Calorimeter (Precision Method)
ASTM F2602，Standard Test Method for Determining the Molar Mass of Chitosan and Chitosan Salts by Size
Exclusion Chromatography with Multi-angle Light Scattering Detection (SEC MALS)
3
用語及び定義
この規格で用いる主な用語及び定義は，JIS C 8800によるほか，次による。
3.1
騒音レベル（noise level）
燃料電池発電システムが発生する音圧レベル。
注記 デシベル（dB）で表記し，15.2によって測定される。
3.2
暗騒音レベル（background noise level）
測定点における周囲騒音の音圧レベル。
注記 燃料電池発電システムが停止状態のときに，15.2によって測定される。
3.3
蓄電池（battery）
電気エネルギー出力を提供する，及び／又は燃料電池発電システムを運転するために必要な補助機械及
び補助装置にエネルギー入力を提供する，電気化学的エネルギー貯蔵装置。
4
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注記 制御ソフトウェアのメモリ及び類似用途の予備電池は含まれない。
3.4
停止状態（cold state）
電力の入力も出力もなく，常温近くにある，起動可能な燃料電池発電システムの状態。
3.5
排出質量流量（mass discharge rate）
単位時間当たりに排出される排ガス成分の質量。
3.6
排水（discharge water）
燃料電池発電システムから排出される廃水及び凝縮水。
注記 排水は，熱回収システムの一部ではない。
3.7
発電効率（electrical efficiency）
燃料電池発電システムに供給される原燃料の平均発熱量入力に対する，燃料電池発電システムの平均正
味電力出力の比。
3.8
電気エネルギー入力（electric energy input）
受電端における電力入力の積算値。
3.9
電気エネルギー出力（electric energy output）
送電端における電力出力の積算値。
3.10
電力入力（electric power input）
燃料電池発電システムの受電端における電力の入力。
3.11
電力出力（electric power output）
燃料電池発電システムの送電端における電力の出力。
3.12
燃料電池発電システム（fuel cell power system）
一つ又は複数の燃料電池モジュールを用いて電力及び熱を発生する発電装置。
3.13
原燃料入力（fuel input）
所定の運転条件の期間中に燃料電池発電システムに導入される，天然ガス，水素，メタノール，液化石
油ガス，プロパン，ブタン，その他化学エネルギーを含有する物質の量。
3.14
原燃料の発熱量入力（fuel power input）
単位時間当たりの原燃料エネルギーの入力。
3.15
熱回収効率（heat recovery efficiency）
燃料電池発電システムに供給される原燃料の平均発熱量入力に対する，燃料電池発電システムの平均回
5
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収熱出力の比率。
3.16
熱回収流体（heat recovery fluid）
出力熱エネルギー回収のために，燃料電池発電システムと放熱器との間を循環する流体。
3.17
不活性パージガス（inert purge gas）
所定条件にある燃料電池発電システムが運転又は停止できるようにするために供給される，化学エネル
ギーをもたない不活性ガス又は希釈ガス。
注記 化学エネルギーをもつ希釈ガスは，原燃料とみなされる。
3.18
原燃料の積算入力（integrated fuel input）
所定の運転条件下で燃料電池発電システムが消費する原燃料の体積又は質量。
3.19
インタフェースポイント（interface point）
物質及び／又はエネルギーが出入りする，燃料電池発電システムの境界上の測定点。
注記 この境界は，燃料電池発電システムの性能を正確に測定するため，意図的に選定される。必要
に応じて，評価対象となる燃料電池発電システムの境界又はインタフェースポイント（図2）
は，試験当事者間の合意によって決定することが望ましい。
3.20 （削除）
3.21
最小電力出力（minimum electric power output）
燃料電池発電システムが安定して連続運転できる最小の電力出力。
3.22
正味電力出力（net electric power output）
燃料電池発電システムによって生成される，外部で使用可能な電力。
3.23
定格電力出力（rated electric power output）
製造業者が指定する通常の運転条件で達成するように設計された，燃料電池発電システムの最大連続電
力出力。
3.23A
定格正味電力出力（net electric power output）
製造業者が指定する通常の運転条件で達成するように設計された，燃料電池発電システムの最大連続電
力出力のうち，外部で使用可能な電力。
注記 燃料電池発電システムの送電端における定格電力出力（送電端出力）をいう。
3.24
運転サイクル（operation cycle）
起動，ランプアップ，定格運転及び停止を含む，燃料電池発電システムの連続運転工程の一連のシーケ
ンス。
3.25
運転サイクル発電効率（operation cycle electrical efficiency）
6
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起動，ランプアップ，定格運転及び停止を含む一連の運転サイクル中の，燃料電池発電システムに供給
される原燃料エネルギーに対する，燃料電池発電システムの正味電気エネルギー出力の比。
3.26
総合エネルギー効率（overall energy efficiency）
発電効率及び熱回収効率の合計。
3.27
待機状態（pre-generation state）
電力出力はゼロであるが，十分な運転温度にあり，速やかに実質的な電力出力の運転状態に切り替わる
ことが可能な運転モードにある燃料電池発電システムの状態。
3.28
ランプアップエネルギー（ramp-up energy）
起動後に正味電力出力が正になったときから定格正味電力出力までの移行に必要な電気エネルギー及び
／又は化学（燃料）エネルギー。
3.29
ランプアップ時間（ramp-up time）
起動後に正味電力出力が正になったときから定格正味電力出力までの移行に必要な時間。
3.30
回収熱（recovered heat）
回収された利用可能な熱エネルギー。
注記 回収熱は，燃料電池発電システムのインタフェースポイントにおいて，熱エネルギー回収サブ
システムを出入りする熱回収流体（水，蒸気，空気，オイルなど）の温度及び流量によって測
定される。
3.31
回収熱出力（recovered thermal power）
単位時間当たりの回収熱エネルギー。
3.32
停止エネルギー（shutdown energy）
停止時間中に必要な，電気エネルギー及び化学（原燃料）エネルギーの合計。
3.33
停止時間（shutdown time）
定格電力出力において負荷が取り除かれた瞬間から，製造業者が指定する停止が完了した瞬間までの継
続期間。
注記 停止操作は，通常停止及び緊急停止に分類される。
3.34
起動エネルギー（start-up energy）
次のいずれかのエネルギー。
a) 蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合は，停止状態又は保管停止状態から正味電力出力が正
になるまでに必要とする，電気エネルギー，熱エネルギー及び／又は化学（原燃料）エネルギーの送
料。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，起動時間中に定格電力出力を供給するために放電した
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蓄電池を，公称充電状態にするまでに必要とする，電気エネルギー，熱エネルギー及び／又は化学（原
燃料）エネルギーの送料。
3.35
起動時間（start-up time）
次のいずれかの期間。
a) 保管停止状態を維持するために外部エネルギーを必要としない燃料電池発電システムの場合は，停止
状態から正味電力出力が正になるまでに必要な継続期間。
b) 保管停止状態を維持するために外部エネルギーを必要とする燃料電池発電システムの場合は，保管停
止状態から正味電力出力が正になるまでに必要な継続期間。
3.36
定置用燃料電池発電システム（stationary fuel cell power system）
固定して用いる燃料電池発電システム。
3.37
保管停止状態（storage state）
運転されておらず，熱エネルギー，電気エネルギー及び／又は構成部品の劣化を防ぐための不活性雰囲
気の入力といった，製造業者が指定する条件下にある燃料電池発電システムの状態。
3.38
試験継続期間（test run）
試験結果の計算に必要なデータポイントを記録する試験期間。
注記 記録される結果は，これらのデータポイントに基づいて算出される。
3.39
熱貯蔵ユニット（thermal storage unit）
燃料電池発電システムから回収した熱を熱貯蔵媒体に貯蔵し，必要に応じて外部の熱媒体によって熱を
供給するユニット。
注記1 熱貯蔵タンク，熱交換器及び熱媒体供給システムによって構成される。
注記2 一般的な熱貯蔵媒体は，水である。
3.40 （削除）
3.40A
燃料ガス
燃料電池の燃料極に供給される気体燃料又は気化した液体燃料。
注記 “発電用火力設備に関する技術基準を定める省令”及び“発電用火力設備の技術基準の解釈”
で用いられている“燃料ガス”と同義である。
3.40B
原燃料
燃料電池発電システムに外部から供給される気体燃料又は液体燃料。
注記 対応国際規格で用いられている“燃料（fuel）”を含む。
4
記号
この規格に用いる記号及びその定義について，電力出力性能及び回収熱出力性能に関しては表1に，環
境性能に関しては表2による。
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表1−電力出力性能及び回収熱出力性能に関する記号及びその定義
記号
定義
単位
c
比熱
cHR
THR1とTHR2との中間温度における熱回収流体の比熱
kJ/(kg･K)
E
エネルギー
Emf
気体燃料の単位質量当たりのエネルギー入力
kJ/kg
EVf
原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力
kJ/m3
Efin
原燃料の積算エネルギー入力
kJ
Efinstbat
起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場
合）
kJ
Efinst
起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力
kJ
Efinramp
ランプアップ時間中に必要とする原燃料エネルギー入力
kJ
Efinshut
停止時間中に必要とする原燃料エネルギー入力
kJ
Efincyc
運転サイクル中に必要とする原燃料エネルギー入力
kJ
H
発熱量
Hf0
基準状態における原燃料のモル発熱量
kJ/mol
Hf0j
基準温度T0における成分jのモル発熱量
kJ/mol
Hfl
平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量
kJ/kg
M
モル質量
Mf
原燃料のモル質量
kg/mol
m
質量
mf
試験継続期間中の原燃料の積算質量
kg
mHR
熱回収流体の積算質量
kg
P，dP
電力，電力変化率
Pn
平均正味電力出力
kW
Prated
定格電力出力
kW
Pmin
最小電力出力
kW
Pd
PratedとPminとの間の電力出力の変化幅
kW
Pinstore
保管停止状態における平均電力入力
kW
PHR
試験継続期間中の平均回収熱出力
kJ/s
Pfin
原燃料の平均発熱量入力（average fuel power input）
kJ/s
dPdown
電力出力の減少率
kW/s
dPup
電力出力の増加率
kW/s
p
圧力
p0
基準圧力（絶対圧力）（101.325 kPa）
kPa
pf
試験継続期間中の原燃料の平均圧力（絶対圧力）
kPa
qm
質量流量
qmf
原燃料の平均質量流量
kg/s
qmHR
熱回収流体の平均質量流量
kg/s
qV
体積流量
qVf
試験継続期間中の原燃料の平均体積流量
m3/s
qVf0
基準状態における原燃料の平均体積流量
m3/s
qVHR
熱回収流体の平均体積流量
m3/s
T
温度
T0
基準温度（288.15 K）
K
Tf
試験継続期間中の原燃料の平均温度
K
THR1
熱回収流体の出口平均温度
K
THR2
熱回収流体の入口平均温度
K
TS
標準温度（273.15 K）
K
9
C 62282-3-201：2019
表1−電力出力性能及び回収熱出力性能に関する記号及びその定義（続き）
記号
定義
単位
ΔT
熱回収流体の入口と出口との温度差
K
t
時間，時刻
Δt
試験継続期間
s
Δtst
起動時間
s
Δtstbat
起動開始から蓄電池の充電完了までの時間
s
tst1
起動動作の開始時刻
tst2
起動動作の完了時刻
tst3bat
蓄電池の充電完了時刻
Δtshut
停止時間
s
tshut1
停止動作の開始時刻
tshut2
停止動作の完了時刻
Δtlcdown
tlc1からtlc2への電力出力下降の持続時間
s
Δtlcup
tlc3からtlc4への電力出力上昇の持続時間
s
tlc1
電力出力下降動作の開始時刻
tlc2
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で最小電力出力に到達した時刻
tlc3
電力出力上昇動作の開始時刻
tlc4
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で定格電力出力に到達した時刻
trated
起動からランプアップ及び定格電力出力運転を経過して停止までの運転サイクル中の定
格電力出力の運転期間
s
Δtramp
ランプアップ時間
s
tramp1
ランプアップ開始時刻
tramp2
ランプアップ完了時刻
V
体積
Vf
試験継続期間中の原燃料の積算体積
m3
VHR
熱回収流体の積算体積
m3
Vm
モル体積
Vm
理想気体の基準モル体積
（基準状態T0＝288.15 K，p0＝101,325 kPaにおいて2.364 5 × 10−2 m3/mol又は標準状態TS
＝273.15 K，p0＝101,325 kPaにおいて2,241 4×10−2 m3/mol）
m3/mol
W
電気エネルギー
Wout
試験継続期間中の電気エネルギー出力
kWh
Woutbat
起動動作の開始時刻tst1から蓄電池の充電完了時刻tst3batまでの間の電気エネルギー出力
kWh
Win
試験継続期間中の電気エネルギー入力
kWh
Winbat
起動動作の開始時刻tst1から蓄電池の充電完了時刻tst3batまでの間の電気エネルギー入力
kWh
Winst
起動時間中に必要とする電気エネルギー
kWh
Winstbat
起動動作の開始時刻tst1から蓄電池の充電完了時刻tst3batまでの間に必要とする電気エネル
ギー
kWh
Winshut
停止時間中の電気エネルギー入力
kWh
Winstore
保管停止状態試験期間中の電気エネルギー入力
kWh
Woutramp
ランプアップ時間中の正味電気エネルギー出力
kWh
Woutcyc
運転サイクル中の正味電気エネルギー出力
kWh
x
モル比
xj
成分jのモル比
η
効率
ηel
発電効率
%
ηth
熱回収効率
%
ηtotal
総合エネルギー効率
%
10
C 62282-3-201：2019
表1−電力出力性能及び回収熱出力性能に関する記号及びその定義（続き）
記号
定義
単位
ηcyc
運転サイクル発電効率
%
ρ
密度
ρHR
THR1における熱回収流体の密度
kg/m3
注記 燃料電池発電システムの主要な記号は，図1に対応する。
燃料電池
発電システム
システム境界
Win
Efin
qmf, qVf, Tf
PHR
Pn, Wout
図1−記号ダイアグラム
表2−環境性能に関する記号及びその意味
記号
定義
単位
Mr
分子量
Mr,f
原燃料の分子量
Mr(CO2)
二酸化炭素（CO2）の分子量（44.01）
Mr(CO)
一酸化炭素（CO）の分子量（28.01）
Mr(THC)
全炭化水素（THC）の分子量
Mr(NOX)
窒素酸化物（NOX）の全量を二酸化窒素（NO2）とみなしたときの窒素酸化物（NOX）
の分子量（46.01）
Mr(SO2)
二酸化硫黄（SO2）の分子量（64.06）
qm
排出質量流量
qm,ex(CO2)
二酸化炭素（CO2）の排出質量流量
g/h
qm,ex(CO)
一酸化炭素（CO）の排出質量流量
g/h
qm,ex(THC)
全炭化水素（THC）の排出質量流量（炭素換算）
g/h
qm,ex(NOX)
窒素酸化物（NOX）の排出質量流量
g/h
qm,ex(SO2)
二酸化硫黄（SO2）の排出質量流量
g/h
V
体積比
Vex,th,dr,V
入力気体燃料の単位体積当たりの乾燥排ガス体積の理論比
m3/m3
Vex,th,dr,m
入力液体燃料の単位質量当たりの乾燥排ガス体積の理論比
m3/kg
Vf(H2)
入力原燃料の体積当たりの単位体積における水素（H2）の体積比
m3/m3
Vf(CO)
入力原燃料の体積当たりの単位体積における一酸化炭素（CO）の体積比
m3/m3
Vf(CO2)
入力原燃料の体積当たりの単位体積における二酸化炭素（CO2）の体積比
m3/m3
Vf(N2)
入力原燃料の体積当たりの単位体積における窒素（N2）の体積比
m3/m3
Vf(CH4)
入力原燃料の体積当たりの単位体積におけるメタン（CH4）の体積比
m3/m3
Vf(C2H6)
入力原燃料の体積当たりの単位体積におけるエタン（C2H6）の体積比
m3/m3
Vf(C3H8)
入力原燃料の体積当たりの単位体積におけるプロパン（C3H8）の体積比
m3/m3
Vf(C4H10)
入力原燃料の体積当たりの単位体積におけるブタン（C4H10）の体積比
m3/m3
Vf(C5H12)
入力原燃料の体積当たりの単位体積におけるペンタン（C5H12）の体積比
m3/m3
11
C 62282-3-201：2019
表2−環境性能に関する記号及びその意味（続き）
記号
定義
単位
w
質量分率
w(C)
入力原燃料の単位質量における元素Cの質量分率
kg/kg
w(H)
入力原燃料の単位質量における元素Hの質量分率
kg/kg
w(S)
入力原燃料の単位質量における元素Sの質量分率
kg/kg
w(N)
入力原燃料の単位質量における元素Nの質量分率
kg/kg
w(O)
入力原燃料の単位質量における元素Oの質量分率
kg/kg
α
水素炭素原子数比
αf
原燃料の水素炭素原子数比
α(THC)
乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の水素炭素原子数比
γ
質量濃度
γex(CO)
乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の質量濃度
mg/m3
γex(THC)
乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の質量濃度（炭素換算）
mg/m3
γex(NOX)
乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の質量濃度
mg/m3
γex(SO2)
乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の質量濃度
mg/m3
ε
排出量
ε(CO)
入力原燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）の排出量
mg/kWh
ε(THC)
入力原燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素（THC）の排出量（炭素換算）
mg/kWh
ε(NOX)
入力原燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物（NOX）の排出量
mg/kWh
ε(SO2)
入力原燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄（SO2）の排出量
mg/kWh
ρ
密度
ρ(CO)
一酸化炭素（CO）の密度
kg/m3
ρ(NO2)
二酸化窒素（NO2）の密度
kg/m3
ρ(SO2)
二酸化硫黄（SO2）の密度
kg/m3
φ
体積分率
φB,corr
成分Bの体積分率の補正値
ml/m3，
vol %
φB,meas
成分Bの体積分率の測定値
ml/m3，
vol %
φat(O2)
乾燥状態の給気口雰囲気における酸素（O2）の体積分率の測定値（新鮮空気の場合は，
約21 %）
vol %
φex(O2)
乾燥排ガス中の酸素（O2）の体積分率の測定値
vol %
φex,corr(CO2) 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
vol %
φex,corr(CO)
乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
ml/m3
φex,corr(THC) 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正値（炭素換算）
ml/m3
φex,corr(NOX) 乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の体積分率の補正値
ml/m3
φex,corr(SO2) 乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の体積分率の補正値
ml/m3
5
燃料電池発電システムの構成
燃料電池発電システムの一般的な構成における，システム境界及び燃料電池発電システムに出入りする
物理量を，図2に示す。
12
C 62282-3-201：2019
騒音
EMI
電力入力
換気
不活性ガス
水
二次電池
システム境界
回収熱
原燃料
電力出力
酸化ガス
排水
排ガス
換気
内部への
電力供給
パワー
コンディショナ
燃料電池
スタック／
モジュール
燃料処理
システム
自動制御
システム
換気
システム
水処理
システム
熱管理
システム
酸化剤処理
システム
燃料電池発電システム
EMD
二次電池
記号
境界内での計算データ用に測定する要素の流れ
EMD
電磁妨害
EMI
電磁障害
図2−燃料電池発電システムの一般的構成
6
基準状態
基準状態は，次による。
− 基準温度：T0＝288.15 K（15 ℃）
− 基準圧力（絶対圧力）：p0＝101.325 kPa
7
発熱量の基準
原燃料の発熱量は，原則として低位発熱量（LHV）を基本とする。LHVの場合，“LHV”という記号を
表記する必要はない。
ηel＝XX %，
ηth＝XX %
又は
ηtotal＝XX %
高位発熱量（HHV）を適用する場合は，次のように略語“HHV”を記号の後ろに付加する。
ηel(HHV)＝XX %，
ηth(HHV)＝XX %
又は
ηtotal(HHV)＝XX %
注記 参考として，一般的な燃料の発熱量を，表A.1に示す。
13
C 62282-3-201：2019
8
試験準備
8.1
一般事項
この箇条は，試験実施前に考慮すべき一般的な項目について規定する。各試験において，高精度の計測
器を選定し，細心の注意を払って詳細な試験計画を立案し，不確かさを最小限にする。試験の当事者は，
この規格を基に詳細な試験計画を作成する。試験計画は，書面で作成する。
試験計画には，次を考慮する。
a) 目的
b) 試験仕様
c) 試験担当者の資格
d) 品質保証規格（JIS Q 9000の規格群又は同等の規格）
e) 不確かさの目標
f)
計測器の識別（箇条10参照）
g) 試験パラメータの推定範囲
h) データ取得計画
8.2
不確かさ解析
試験結果の信頼性を示すために，及び顧客の要請を満たすために，不確かさ解析を次の三つの試験項目
について実施する。絶対不確かさ及び相対不確かさを決定するために，次の試験結果を分析する。これら
の試験結果の信頼性を評価する試験を計画する。
− 発電効率
− 熱回収効率
− 総合エネルギー効率
注記 JIS C 62282-3-200の附属書Aを参照。
8.3
データ取得計画
性能試験の前に，目標とする不確かさを満たすために，適切な読取期間及び適切な読取頻度を定義し，
かつ，適切なデータ記録装置を準備する。
パーソナルコンピュータなどを用いた自動データ取得が望ましい。
9
試験設備
気体燃料を用いる燃料電池発電システムの試験に必要な試験設備の例を，図3及び図4に示す。図3の
試験設備では，燃料電池発電システムに，電気負荷及び熱負荷を接続する。図3は，燃料電池発電システ
ムの電気特性及び熱回収特性の測定構成図である。燃料電池発電システムからの回収熱を熱貯蔵媒体によ
って蓄える熱貯蔵ユニットを，熱負荷として用いてもよい。図4の試験設備では，燃料電池発電システム
に電気負荷だけを接続する。図4は，燃料電池発電システムの電気特性の測定構成図である。
14
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W
P
T
p
q
F
A
A
T
q
F
熱負荷
（熱貯蔵
ユニット）
V
T
T
V
P
W
気体
燃料
空気
電力
電力
排水a)
排ガスb)
燃料電池
発電システム
電気負荷
冷却
T
記号
A 電流計
V 電圧計
T
温度計
p
圧力ゲージ
q
流量計
F
積算流量計
P
電力計
W 積算電力計（電力量計）
注a) 排水の体積（又は質量），pH，BOD及びCODを測定するデータ取得装置へ
b) 排ガスの組成分析を行うデータ取得装置へ
図3−気体燃料を用いるコージェネレーションタイプの燃料電池発電システムの試験設備
15
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W
P
T
p
q
F
A
A
V
T
V
P
W
気体
燃料
空気
電力
電力
排水a)
排ガスb)
燃料電池
発電システム
電気負荷
T
記号
A 電流計
V 電圧計
T
温度計
p
圧力ゲージ
q
流量計
F
積算流量計
P
電力計
W 積算電力計（電力量計）
注a) 排水の体積（又は質量），pH，BOD及びCODを測定するデータ取得装置へ
b) 排ガスの組成分析を行うデータ取得装置へ
図4−気体燃料を用いる発電専用タイプの燃料電池発電システムの試験設備
10 測定計器及び測定方法
10.1 一般事項
測定計器及び測定方法は，関連するJIS又は国際規格に適合し，製造業者が指定する測定範囲及び要求
する測定精度を満足するように選定する。
10.2 測定計器
燃料電池発電システムの性能測定には，次に示す測定計器及び測定機器を用いる。
a) 電力出力，電力入力，電気エネルギー入力及び電気エネルギー出力の測定計器 電力計，電力量計，
電圧計，電流計。
b) 原燃料入力の測定計器 流量計，積算流量計，質量計，圧力センサ，温度センサ。
c) 原燃料組成の測定計器 ガスクロマトグラフィー，質量分析計，吸収分光計。
d) 熱エネルギー出力の測定計器（回収熱利用の場合に限る） 流量計，積算流量計，温度センサ。
e) 周囲条件の測定計器 気圧計，湿度計及び温度センサ。
f)
騒音測定計器 JIS C 1509-1に規定する騒音計又は同等以上の精度をもつ計測器。
測定計器の設定は，次による。
− 周波数加重特性：A
− 時間加重特性：S
− 単位：dB（特性Aについては，周波数加重特性の表示を省略することができる。）
16
C 62282-3-201：2019
g) 排ガス成分の濃度測定計器
− 酸素濃度計（常磁性，電気化学性又はジルコニウムの酸素センサを基本とするものなど）
− 二酸化炭素濃度計（GC-MS又は赤外線吸収センサを基本とするものなど）
− 一酸化炭素濃度計（非分散赤外線又は電気化学センサを基本とするものなど）
− 酸化窒素濃度計（非分散赤外線又は電気化学センサを基本とするものなど）
− 硫黄酸化物濃度計（FTIR又は電気化学性センサを基本とするものなど）
− THC濃度計［水素炎イオン化検出器（FID）など］
h) 排水測定計器 目盛付シリンダ（体積測定用），温度センサ，pH計，BODプローブ。
注記 BODは生物化学的酸素消費量，CODは化学的酸素消費量，THCは全炭化水素量である。
10.3 測定点
各パラメータの測定点は，次による。各パラメータの測定のために，燃料電池発電システムに必要最小
限の改造を行ってもよい。
a) 気体燃料の流量 燃料電池発電システムへの燃料供給路に，流量計を設置して燃料流量を測定する。
b) 気体燃料の積算入力量 燃料電池発電システムへの燃料供給管路に，積算流量計を設置して燃料入力
量を測定する。積算流量計には，燃料流量を測定する流量計が附属していてもよい。
c) 液体燃料の入力質量 燃料タンク又は燃料タンクを含む燃料電池発電システムの下に，質量計を設置
して燃料の質量を測定する。
d) 原燃料温度 流量計の下流直近に，温度計を接続する。
e) 原燃料圧力 流量計の下流直近に，圧力計を接続して原燃料のゲージ圧を測定する。
f)
電力出力 燃料電池発電システムの送電端のシステム境界近傍に，電力計を接続する。
g) 電力入力 燃料電池発電システムの受電端のシステム境界近傍に，電力計を接続する。f)の電力出力
に双方向電力計が接続されている場合は，f)の電力出力で代用することができる。
h) 電気エネルギー出力 燃料電池発電システムの送電端のシステム境界近傍に，電力量計を接続する。
電力量計には，電力出力を表示する電力計が附属していてもよい。
i)
電気エネルギー入力 燃料電池発電システムの受電端のシステム境界近傍に，電力量計を接続する。
電力量計には，電力入力を表示する電力計が附属していてもよい。h)の電気エネルギー出力に双方向
電力量計が接続されている場合は，h)の電気エネルギー出力で代用することができる。
j)
原燃料組成 試験に用いる原燃料をサンプリングし，組成を分析する。組成が，この試験で要求され
る不確かさを満足するボンベ入りの原燃料を用いる場合は，サンプリング及び組成分析は行わなくて
よい。
k) 熱回収流体の流量（回収熱利用の場合に限る） 燃料電池発電システムと熱負荷との間に配管された
熱回収流体循環路（往路又は復路）のシステム境界近傍に，流量計を設置する。熱回収流体循環路は
熱損失を最小限とするために断熱材を施す。
l)
熱回収流体の積算流量（回収熱利用の場合に限る） 燃料電池発電システムと熱負荷との間に配管さ
れた熱回収流体循環路（往路又は復路）のシステム境界近傍に，積算流量計を設置する。積算流量計
には，熱回収流体の流量を表示する流量計が附属していてもよい。
m) 熱回収流体の往路温度（回収熱利用の場合に限る） 熱回収流体の往路のシステム境界近傍に，温度
計を設置する。
n) 熱回収流体の復路温度（回収熱利用の場合に限る） 熱回収流体の復路のシステム境界近傍に，温度
計を設置する。
17
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o) 熱回収流体の組成（回収熱利用の場合に限る） 比熱を算出するため，熱回収システムから熱回収流
体をサンプリングし，組成を分析する。熱回収流体として水を用いる場合は，比熱を4.186 kJ/(kg･K)
とし，組成分析を省略してもよい。
p) 雰囲気圧力 燃料電池発電システムの直近で，燃料電池発電システムの換気の影響を受けない場所に，
絶対圧力計を設置する。
q) 雰囲気温度 燃料電池発電システムの直近で，燃料電池発電システムの吸排気の影響を受けない場所
に，温度計を設置する。
r) 雰囲気湿度 燃料電池発電システムの直近で，燃料電池発電システムの吸排気の影響を受けない場所
に，湿度計を設置する。
s)
騒音レベル 15.2.2.2による。
t)
排ガス 温度センサと組み合わせた単数又は複数の排ガス収集プローブを，排ガス出口の排気流中に
設置する（図3及び図4を参照）。
u) 排水 温度センサと組み合わせた排水貯水槽を，排水口に設置する（図3を参照）。
10.4 測定システムの不確かさの最低要求値
試験装置は，測定システムの不確かさが総合効率及び熱効率については3 %未満，発電効率については
2 %未満となるように，選定することが望ましい。
望ましい効率の不確かさを達成するために推奨する，測定装置の不確かさを次に示す。これらは，測定
値を計算値で除した百分率又は絶対値で表示する。
− 電力：±1 %
− 電気エネルギー：±1 %
− 気体燃料の流量：±1 %
− 気体燃料の積算流量：±1 %
− 液体流量：±1 %
− 時間：±0.5 %
− 質量：±1 %（風袋の質量を含まない。）
− 熱回収流体の温度：ΔT＝THR1−THR2の±2 %
ΔTを正確に測定するため，ΔTの最小値として10 Kを推奨する。
− 相対湿度：±5 %
− 絶対圧力：±1 %
− 気体燃料及び排水の温度：±1 K
− 排ガス温度：±4 K
11 試験条件
11.1 試験室の条件
別途指定のない限り，次に指定する環境において性能試験を行う。
− 温度：20 ℃±15 ℃
− 相対湿度： 65 %±20 %
− 絶対圧力：91 kPa〜106 kPa
試験室の条件は，試験継続期間ごとに測定する。空気の品質は燃料電池発電システムの性能に影響する
可能性があるため，試験室の空気組成（CO2，CO，SO2など）を試験結果とともに報告書に記載する。
18
C 62282-3-201：2019
11.2 燃料電池発電システムの設置及び運転条件
燃料電池発電システムの設置及び運転条件は，別途規定しない限り製造業者が指定する条件（指示書そ
の他に記載の条件）とする。
11.3 電源条件
電源条件は，次による。
a) 蓄電池をもたない燃料電池発電システム 別途，規定しない限り，主に家庭で用いる蓄電池をもたな
い燃料電池発電システムは，定格電圧及び定格周波数で試験する。ただし，これらの条件に影響され
ない試験は，適用しない。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システム 蓄電池をもつ燃料電池発電システムは，製造業者が指定する蓄
電池の公称充電状態（満充電状態を含む。）に到達したことを識別するための手段（例えば，表示方法
又は出力信号）を備えていてもよい。
注記 このような手段を備えない場合，エネルギー消費量及び発電効率の算出結果が不正確になる場
合がある（14.5.1参照）。
11.4 試験燃料
試験燃料は，燃料電池発電システムの製造業者が指定する。一般的な天然ガス及びプロパンガスの組成
例を，それぞれ表B.1及び表B.2に示す。試験燃料の組成は，報告書に記載する。
12 運転工程
蓄電池をもたない燃料電池発電システムの通常の運転工程を図5に，蓄電池をもつ燃料電池発電システ
ムの運転工程を図6に示す。これらの図は，起動から発電状態，更に停止状態までの運転状態の変化を時
系列的に示しており，対応する運転工程の用語を定義する。
19
C 62282-3-201：2019
記号
A1又はA2 停止状態
B 保管停止状態
C1 保管停止状態を維持するために外部エネルギーを必要としない燃料電池発電システムの起動
時間（停止状態から測定する。）
C2 保管停止状態を維持するために外部エネルギーを必要とする燃料電池発電システムの起動時
間（保管停止状態から測定する。）
D 待機状態
E
ランプアップ時間
F
定格電力出力
G 停止時間
a1又はa2 起動動作の開始時刻
b
電力出力動作の開始時刻
c
起動動作の完了時刻，ランプアップの開始時刻
d
ランプアップの完了時刻
e
停止動作の開始時刻
f
停止動作の完了時刻（製造業者が指定する停止動作の完了条件）
“a1からf”又は“a2からf” 運転サイクル（起動動作の開始から停止動作の完了まで）
図5−蓄電池をもたない燃料電池発電システムの運転状態
E
G
C1
C2
D
B
A2
A1
a1
a2
b
d
e
運
転
温
度
正
味
電
力
出
力
c
F
f
時間
時間
20
C 62282-3-201：2019
記号
A 停止状態
B 保管停止状態
C 起動時間
D ランプアップ時間
E
起動動作の開始から蓄電池の充電完了までの時間
F
定格電力出力
G 停止時間
a
起動動作（電力出力動作）の開始時刻
b
蓄電池の充電完了時刻
c
停止動作の開始時刻
d
停止動作の完了時刻（製造業者が指定する停止動作の完了条件）
aからd 運転サイクル（起動動作の開始から停止動作の完了まで）
図6−蓄電池をもつ燃料電池発電システムの運転状態
13 試験計画
箇条14及び箇条15に規定する形式試験は，一部の試験を同時に行うことができる。形式試験の試験手
順及び試験計画を最適化するための，試験実施スケジュール例を附属書Cに示す。
14 電力出力性能及び回収熱出力性能の形式試験
14.1 一般事項
電力出力性能及び回収熱出力性能の形式試験は，次による。
− 原燃料消費量試験（14.2）
− 電力出力試験（14.3）
B
A
C
D
a
b
c
時間
F
G
運
転
温
度
正
味
電
力
出
力
電
池
充
電
状
態
d
E
時間
時間
21
C 62282-3-201：2019
− 熱回収試験（14.4）
− 起動試験（14.5）
− ランプアップ試験（14.6）
− 保管停止状態試験（14.7）
− 電力出力変化試験（14.8）
− 停止試験（14.9）
− 効率計算（14.10）
− 運転サイクル発電効率（14.11）
− 電磁両立性（EMC）試験（14.12）
原燃料消費量試験（14.2），電力出力試験（14.3）及び熱回収試験（14.4）は，同時に行う。これら三つ
の試験結果は，発電効率（14.10.2），熱回収効率（14.10.3），総合エネルギー効率（14.10.4）を含む効率計
算（14.10）及び運転サイクル発電効率（14.11）に用いる。
14.2 原燃料消費量試験
14.2.1 気体燃料消費量試験
14.2.1.1 一般事項
この試験では，定格電力出力における気体燃料の入力を測定する。製造業者が，50 %部分負荷出力・75 %
部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件においても同様に測定する。
この試験は，電力出力試験（14.3）及び熱回収試験（14.4）と同時に行う。
14.2.1.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄
電池の公称充電状態に到達するまで運転する。
c) 燃料電池発電システムを定格電力出力の運転に保ったまま，試験を開始する。製造業者が50 %部分負
荷出力・75 %部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件において，この試験を繰
り返す。
d) 気体燃料の温度及び圧力，並びに積算体積流量又は積算質量流量を測定する。それぞれの測定は60
秒以下の間隔で3時間以上行う。気体燃料が断続的に供給される場合は，供給間隔の20倍又は3時間
のいずれか長い方でデータを収集する。
14.2.1.3 結果の計算
14.2.1.3.1 気体燃料の平均入力流量の計算
気体燃料の平均入力流量は，基準状態における平均体積流量qVf0（m3/s）又は平均質量流量qmf（kg/s）
のいずれかで表すことができる。これらは，次の手順によって算出する。
a) 体積流量を用いる場合
1) 試験継続期間中の原燃料の平均体積流量qVf（m3/s）は，試験継続期間中の気体燃料の積算体積（m3）
を試験継続期間（s）で除して，式(1)によって算出する。
t
V
q
Δ
f
Vf=
················································································· (1)
ここに，
qVf： 試験継続期間中の原燃料の平均体積流量（m3/s）
Vf： 試験継続期間中の原燃料の積算体積（m3）
22
C 62282-3-201：2019
Δt： 試験継続期間（s）
2) 基準状態における原燃料の平均体積流量qVf0（m3/s）は，式(2)によって算出する。気体燃料の温度
及び圧力は，試験継続期間中の平均値を用いる。
0
f
f
0
Vf
Vf0
p
p
T
T
q
q
=
····································································· (2)
ここに， qVf0： 基準状態における原燃料の平均体積流量（m3/s）
qVf： 試験継続期間中の原燃料の平均体積流量（m3/s）
T0： 基準温度（288.15 K）
p0： 基準圧力（絶対圧力）（101.325 kPa）
Tf： 試験継続期間中の原燃料の平均温度（K）
pf： 試験継続期間中の原燃料の平均圧力（絶対圧力）（kPa）
b) 質量流量を用いる場合 試験継続期間中の原燃料の平均質量流量qmf（kg/s）は，試験継続期間中の原
燃料の積算質量（kg）を試験継続期間（s）で除して，式(3)によって算出する。
t
m
q
Δ
f
mf=
················································································· (3)
ここに，
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
mf： 試験継続期間中の原燃料の積算質量（kg）
Δt： 試験継続期間（s）
14.2.1.3.2 気体燃料の平均発熱量入力の計算（Calculation of average gaseous fuel power input）
原燃料の平均発熱量入力Pfin（kJ/s）は，体積流量又は質量流量のいずれかを用いて，次の手順によって
算出する。
a) 体積流量を用いる場合
1) 基準状態における原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力EVf（kJ/m3）は，式(4)によって算出す
る。
m
f0
Vf
V
H
E
=
··············································································· (4)
ここに， EVf： 気体燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）
Hf0： 基準状態における原燃料のモル発熱量（kJ/mol）
Vm： 基準状態における理想気体のモル体積（m3/mol）
（基準状態T0＝288.15 KにおいてVm＝2.364 5×10−2 m3/mol）
基準状態における原燃料のモル発熱量Hf0（kJ/mol）は，式(5)によって算出する。
∑
=
=
N
j
H
x
H
1
f0j
j
f0
········································································ (5)
ここに， Hf0： 基準状態における原燃料のモル発熱量（kJ/mol）
Hf0j： 基準温度T0における成分j のモル発熱量（kJ/mol）
xj： 成分jのモル比
j： 原燃料の成分
N： 気体成分の数
Hf0jの数値は，ISO 6974規格群，ISO 6975規格群及び表A.1による。
注記1 （対応国際規格の注記の内容は，規定であることから，本文に移した。）
2) 原燃料の平均発熱量入力Pfin（kJ/s）は，式(6)によって算出する。
Pfin＝qVf0･EVf ············································································· (6)
ここに， Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）
qVf0： 基準状態における原燃料の平均体積流量（m3/s）
23
C 62282-3-201：2019
EVf： 原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）
注記2 JIS C 62282-3-200における燃料消費エネルギーの計算で考慮される気体燃料の比エンタ
ルピー及び圧力エネルギーは，低温及び低圧で運転する燃料電池発電システムでは無視
できる値であるため，上記の燃料消費エネルギーの計算では除外している。
b) 質量流量を用いる場合
1) 気体燃料の単位質量当たりのエネルギー入力Emf（kJ/kg）は，式(7)によって算出する。
f
f0
mf
M
H
E
=
··············································································· (7)
ここに， Emf： 気体燃料の単位質量当たりのエネルギー入力（kJ/kg）
Hf0： 基準状態における原燃料のモル発熱量（kJ/mol）
Mf： 原燃料のモル質量（kg/mol）。
測定は，ASTM F2602に規定する方法による。
注記3 Hf0の算出方法は，式(5)に示している。
2) 原燃料の平均発熱量入力Pfin（kJ/s）は，式(8)によって算出する。
Pfin＝qmf･Emf ············································································· (8)
ここに， Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）
Emf： 気体燃料の単位質量当たりのエネルギー入力（kJ/kg）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
14.2.2 液体燃料消費量試験
14.2.2.1 一般事項
この試験では，定格電力出力における液体燃料の入力を測定する。製造業者が，50 %部分負荷出力・75 %
部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件においても同様に測定する。
この試験は，電力出力試験（14.3）及び熱回収試験（14.4）と同時に実施する。
14.2.2.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄
電池の公称充電状態に到達するまで運転する。
c) 燃料電池発電システムを定格電力出力の運転に保ったまま，試験を開始する。製造業者によって，50 %
部分負荷出力・75 %部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件において，この試
験を繰り返す。
d) 最初に，液体燃料タンク又は液体燃料タンクを含む燃料電池発電システム全体の質量を測定する。
e) 試験は，3時間以上行う。液体燃料が断続的に供給される場合は，供給間隔の20倍又は3時間のいず
れか長い方でデータを収集する。
f)
最後に，液体燃料タンク又は液体燃料タンクを含む燃料電池発電システム全体の質量を測定する。
14.2.2.3 液体燃料の平均発熱量入力の計算（Calculation of average liquid fuel power input）
試験継続期間中の液体燃料の積算エネルギー入力Efin（kJ）は，式(9)によって算出する。
Efin＝(A−B)･Hfl ········································································· (9)
ここに， Efin： 液体燃料の積算エネルギー入力（kJ）
A： 試験開始時の液体燃料タンクの質量（kg）
B： 試験終了時の液体燃料タンクの質量（kg）
Hfl： 平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量（kJ/kg）。
測定は，ASTM D4809に規定する方法による。
24
C 62282-3-201：2019
原燃料の平均発熱量入力Pfin（kJ/s）は，式(10)によって算出する。
t
E
P
Δ
fin
fin=
·············································································· (10)
ここに， Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）
Efin： 液体燃料の積算エネルギー入力（kJ）
Δt： 試験継続期間（s）
注記 （対応国際規格の注記の内容は，規定であることから，本文に移した。）
14.3 電力出力試験
14.3.1 一般事項
この試験では，定格電力出力における平均正味電力出力を測定する。製造業者が50 %部分負荷出力・75 %
部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件においても同様に測定する。
この試験は，原燃料消費量試験（14.2）及び熱回収試験（14.4）と同時に実施する。
14.3.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄
電池の公称充電状態に到達するまで運転する。
c) 燃料電池発電システムを定格電力出力の運転に保ったまま，試験を開始する。製造業者が50 %部分負
荷出力・75 %部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件において，この試験を繰
り返す。
d) 試験継続期間中に電力エネルギー出力及び電力エネルギー入力を測定する。この試験は，3時間以上
行う。原燃料が断続的に供給される場合は，供給間隔の20倍又は3時間のいずれか長い方でデータを
収集する。
14.3.3 平均正味電力出力の計算
平均正味電力出力Pn（kW）は，式(11)によって算出する。
600
3
Δ
in
out
n
×
−
=
t
W
W
P
································································(11)
ここに，
Pn： 平均正味電力出力（kW）
Wout： 試験継続期間中の電気エネルギー出力（kWh）
Win： 試験継続期間中の電気エネルギー入力（kWh）
Δt： 試験継続期間（s）
14.4 熱回収試験
14.4.1 一般事項
この試験では，定格電力出力における平均回収熱出力を測定する。製造業者が50 %部分負荷出力・75 %
部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件においても同様に測定する。
この試験は，原燃料消費量試験（14.2）及び電力出力試験（14.3）と同時に行う。
回収熱を利用しない燃料電池発電システムは，熱回収試験を省略することができる。
14.4.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄
25
C 62282-3-201：2019
電池の公称充電状態に到達するまで運転する。
c) 復路流体の温度を回収熱の使用条件に適する水準に設定する。熱負荷に入る冷却流体量を制御し，a)
及びb)の条件を試験全体にわたって維持する。
d) 燃料電池発電システムを定格電力出力の運転に保ったまま，試験を開始する。製造業者が50 %部分負
荷出力・75 %部分負荷出力・最小電力出力を指定する場合は，これらの条件において，この試験を繰
り返す。
e) 熱回収流体の出口における往路流温度，熱回収流体の入口における復路流温度，及び入口又は出口に
おける積算体積流量又は積算質量流量を測定する。それぞれの測定は，60秒以下の間隔で3時間以上
行う。原燃料が断続的に供給される場合は，原燃料の供給間隔の20倍又は3時間のいずれか長い方で
データを収集する。往路熱回収流体温度，復路熱回収流体温度，及びこれらの温度差を報告書に記載
する。
14.4.3 平均回収熱出力の計算
試験継続期間中の平均回収熱出力PHR（kJ/s）は，次の手順によって算出する。
a) 体積流量を用いる場合
1) 熱回収流体の平均体積流量qVHR（m3/s）は，積算体積（m3）を試験継続期間（s）で除して，式(12)
によって算出する。
t
V
q
Δ
HR
VHR=
··········································································· (12)
ここに， qVHR： 熱回収流体の平均体積流量（m3/s）
VHR： 熱回収流体の積算体積（m3）
Δt： 試験継続期間（s）
2) 試験継続期間中の平均回収熱出力PHR（kJ/s）は，式(13)によって算出する。熱回収流体の温度は，
試験継続期間中の平均値を用いる。
PHR＝(THR1−THR2)･qVHR･ρHR･cHR ·················································· (13)
ここに， PHR： 試験継続期間中の平均回収熱出力（kJ）
THR1： 熱回収流体の出口平均温度（K）
THR2： 熱回収流体の入口平均温度（K）
qVHR： 熱回収流体の平均体積流量（m3/s）
ρHR： THR1における熱回収流体の密度（kg/m3）
cHR： THR1とTHR2との中間温度における熱回収流体の比熱［kJ/(kg･
K)］。
熱回収流体として水が使われている場合は，その比熱として
4.186 kJ/(kg･K)を用いる。
b) 質量流量を用いる場合
1) 試験継続期間中の熱回収流体の平均質量流量qmHR（kg/s）は，試験期間中の熱回収流体の積算質量
流量（kg）を試験継続期間（s）で除して，式(14)によって算出する。
t
m
q
Δ
HR
mHR=
··········································································· (14)
ここに， qmHR： 熱回収流体の平均質量流量（kg/s）
mHR： 熱回収流体の積算質量（kg）
Δt： 試験継続期間（s）
2) 試験継続期間中の平均回収熱出力PHR（kJ/s）は，式(15)によって算出する。熱回収流体の温度は，
試験継続期間中の平均値を用いる。
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PHR＝(THR1−THR2)･qmHR･cHR ························································ (15)
ここに， PHR： 試験継続期間中の平均回収熱出力（kJ/s）
THR1： 熱回収流体の出口平均温度（K）
THR2： 熱回収流体の入口平均温度（K）
qmHR： 熱回収流体の平均質量流量（kg/s）
cHR： THR1とTHR2との中間温度における熱回収流体の比熱［kJ/(kg･
K)］。
熱回収流体として水が使われている場合は，その比熱として
4.186 kJ/(kg･K)を用いる。
14.5 起動試験
14.5.1 一般事項
この試験では，燃料電池発電システムの起動時間，並びに起動に必要とする原燃料エネルギー及び／又
は電気のエネルギーを測定する。
蓄電池をもつ燃料電池発電システムであって，蓄電池が公称充電状態に到達したことを識別する手段を
備えていない場合は，起動に必要とする原燃料エネルギーを決定する試験は必須ではない［11.3 b)を参照］。
14.5.2 蓄電池充電状態の判定
蓄電池が公称充電状態まで充電完了した時刻は，次の二つの方法のいずれかによって決定することがで
きる。
a) 蓄電池が公称充電状態に到達したことを識別する手段（例えば，表示手段又は出力信号）を備えたシ
ステムの場合，充電完了時刻を，その識別する手段によって決定する［11.3 b)を参照］。
b) 蓄電池が公称充電状態に到達したことを識別する手段を備えていないシステムの場合，充電完了時刻
を，蓄電池充電のために原燃料流量が一旦上昇した後に，原燃料の入力流量が原燃料の定格流量の±
2 %に収まる範囲に安定した時間を測定して決定してもよい（図8を参照）。ただし，この測定は必須
ではない。
14.5.3 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験前に48時間以上，燃料電池発電システムを停止状態又は保管停止状態に維持する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，蓄電池を公称充電状態まで充電してから，試験前に48
時間以上，燃料電池発電システムを停止状態又は保管停止状態に維持する。
c) 試験を開始する。電気エネルギー出力，電気エネルギー入力，積算原燃料流量（液体燃料の場合は積
算質量流量），原燃料温度，原燃料圧力及び雰囲気圧力を，15秒以下の間隔で測定する。
d) 定格電力出力で起動操作を開始し，起動動作の開始時刻を記録する。
e) 蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合は，起動動作の完了時刻を記録する。
f)
蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，起動動作の完了時刻，及び電池が公称充電状態に到達
するまでに要した時間を記録する。
注記1 起動動作の開始時刻は，起動ボタンを押したとき又は正常な起動信号が送られたときである。
注記2 起動動作の完了時刻は，正味電力出力が発生したときである。
27
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正味
電力出
力
保管停止状態からの起動
停止状態からの起動
時間
tst1
tst2
Δtst
記号
Δtst
起動時間（s）
tst1
起動動作の開始時刻
tst2
起動動作の完了時刻
図7−蓄電池をもたない燃料電池発電システムの起動時の電力チャート例
28
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正
味
電
力
出
力
tst1 tst2
Δtst
電
力
0
0
電
池
充
電
状
態
0
燃
料
入
力
流
量
0
時間
時間
時間
時間
tst3bat
Δtstbat
定格電力出力
放電
充電
公称充電状態
定格燃料入力流量
記号
tst1
起動動作の開始時刻
tst2
起動動作の完了時刻
tst3bat 蓄電池の充電完了時刻
Δtst
起動時間（s）
Δtstbat 起動動作の開始から蓄電池の充電完了までの時間（s）
図8−蓄電池をもつ燃料電池発電システムの起動時の電力チャート例
14.5.4 結果の計算
14.5.4.1 起動時間の計算
起動時間Δtst（s）は，式(16)によって算出する（図7及び図8を参照）。
Δtst＝tst2−tst1 ··········································································· (16)
ここに， Δtst： 起動時間（s）
tst1： 起動動作の開始時刻
29
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tst2： 起動動作の完了時刻
14.5.4.2 起動エネルギーの計算
14.5.4.2.1 起動に必要とする原燃料エネルギーの計算
起動に必要とする原燃料エネルギーの計算は，次による。
a) 蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合 気体燃料を用いる蓄電池をもたない燃料電池発電
システムの場合，起動時間中に必要とする原燃料エネルギーは，起動時間中の原燃料の積算入力の測
定値を用いて算出する。計算手順は，体積流量，質量流量のいずれについても14.2.1.3によるが，14.2.1.3
の式(1)〜式(8)に用いる平均流量に代えて，原燃料の積算入力を用いる。
燃料電池発電システムの起動時間中に，化学エネルギーをもつ不活性パージガス以外の，パージガ
ス又は希釈ガスが供給される場合は，これらのガスを追加燃料とみなす。そのエネルギー量を，14.2.1.3
の計算方法を用いて入力エネルギーに加算する。
液体燃料を用いる蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合，起動時間中に必要とする液体燃
料エネルギーは，起動動作の開始時刻及び起動動作の完了時刻の両方における，燃料タンク又は燃料
電池発電システム全体の質量測定値を用いて，式(9)によって算出する。計算手順は14.2.2.3と同一で
ある。
図9に示す例のように，液体燃料リザーバが燃料電池発電システムに含まれており，外部燃料タン
クの質量だけしか測定できない場合，液体燃料リザーバをあらかじめう（迂）回させておくか，又は
液体燃料リザーバを再配置して，燃料タンクと一緒に質量を測定する。
外部
燃料タンク
改質器
燃料電池発電システム
ポンプ
燃料リザーバ（なくてもよい）
図9−液体燃料供給システムの例
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合 （充電状態インジケータを備えた）蓄電池をもつ燃料電
池発電システムの場合，起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力Efinstbat（kJ）は，蓄電池充電
のための原燃料エネルギーであり，式(17)によって算出する。
600
3
100
el
outbat
fin
finstbat
×
−
=
η
W
E
E
················································ (17)
ここに， Efinstbat： 起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
Efin： 原燃料の積算エネルギー入力（kJ）
Woutbat： 起動動作の開始時刻tst1から蓄電池の充電完了時刻tst3batまで
の間に必要とする電気エネルギー出力（kWh）
ηel： 発電効率（%）（14.10.2参照）
3 600： kWhからkJへの換算係数
式(17)の“Woutbat · 100/ηel×3 600”は，Woutbatを発生させるために消費される原燃料エネルギー（kJ）
である。液体燃料を用いる燃料電池発電システムの場合は，起動動作の開始時及び蓄電池の充電完了
時の液体燃料タンク又は燃料電池発電システム全体の質量測定値を用いて，起動時間中の原燃料の積
算エネルギー入力Efin（kJ）を算出する。計算手順は，蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合
30
C 62282-3-201：2019
と同一である。
注記1 燃料電池発電システム内の蓄電池充電回路に供給される電力は直接測定しないが，これはこ
の規格の性能試験が燃料電池発電システムを出入りする物理量を用いて行われるためである。
注記2 式(17)において定常状態の性能試験から求めた発電効率ηelを用いることは仮定である。起動
時間中の実際の発電効率とは異なる場合がある。したがって，この計算結果は不確かさを増
加させている可能性がある。
14.5.4.2.2 起動に必要とする電気エネルギーの計算
起動に必要とする電気エネルギーの計算は，次による。
a) 蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合 蓄電池をもたない燃料電池発電システムの場合，起
動時間中に必要とする電気エネルギーWinst（kJ）は，式(18)によって算出する。
Winst＝Win−Wout ······································································· (18)
ここに， Winst： 起動時間中に必要とする電気エネルギー（kWh）
Win： 起動時間中の電気エネルギー入力（kWh）
Wout： 起動時間中の電気エネルギー出力（kWh）
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合，起動動作の
開始時刻tst1から蓄電池の充電完了時刻tst3batまでの間に必要とする電気エネルギーWinstbat（kJ）は，式
(19)によって算出する。
Winstbat＝Winbat−Woutbat ································································ (19)
ここに， Winstbat： 起動動作の開始時刻tst1から蓄電池充電完了時刻tst3batまでの
間に必要とする電気エネルギー（kWh）
Winbat： 起動動作の開始時刻tst1から蓄電池充電完了時刻tst3batまでの
間の電気エネルギー入力（kWh）
Woutbat： 起動動作の開始時刻tst1から蓄電池充電完了時刻tst3batまでの
間の電気エネルギー出力（kWh）
14.6 ランプアップ試験
14.6.1 一般事項
この試験では，燃料電池発電システムのランプアップ時間及びランプアップに必要とする原燃料エネル
ギー及び／又は電気エネルギーを測定する。
蓄電池をもつシステムの場合は，正味電力出力が正になったときから定格正味電力出力までのランプア
ップ工程が，起動試験でカバーされているため，ランプアップ試験は適用しない（図8参照）。
14.6.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 14.5によって，起動を行う。
b) 起動動作が完了し，ランプアップを開始した時刻を記録する。
c) 電気エネルギー出力，電気エネルギー入力，積算原燃料流量（又は液体燃料の場合は積算質量流量），
原燃料温度，原燃料圧力及び雰囲気圧力を，15秒以下の間隔で測定する。
d) ランプアップが完了した時刻を記録する。
注記 ランプアップの完了は，定格正味電力出力に到達した時刻である。
31
C 62282-3-201：2019
記号
Δtramp ランプアップ時間（s）
tramp1 ランプアップの開始時刻
tramp2 ランプアップの完了時刻
図10−蓄電池をもたないシステムの場合のランプアップ中の電力チャートの例
14.6.3 結果の計算
14.6.3.1 ランプアップ時間の計算
ランプアップ時間は，式(20)によって算出する（図10参照）。
Δtramp＝tramp2−tramp1 ··································································· (20)
ここに， Δtramp： ランプアップ時間（s）
tramp1： ランプアップの開始時刻
tramp2： ランプアップの完了時刻
14.6.3.2 ランプアップエネルギーの計算
14.6.3.2.1 ランプアップ時間中に必要な原燃料エネルギーの計算
14.5.4.2.1 a)に規定する蓄電池をもたないシステムの起動時間中に必要なエネルギーと同じアプローチ
を用いて，ランプアップ時間中に必要な原燃料エネルギーを算出する。
該当するランプアップ時間，ランプアップの開始時刻及びランプアップの完了時刻を用いる。
14.6.3.2.2 ランプアップ時間中の正味電気エネルギー出力の計算
ランプアップ時間中の正味電気エネルギー出力は，式(21)によって算出する。
Woutramp＝Wout−Win ···································································· (21)
ここに， Woutramp： ランプアップ時間中の正味電気エネルギー出力（kWh）
Win： ランプアップ時間Δtramp中の電気エネルギー入力（kWh）
Wout： ランプアップ時間Δtramp中の電気エネルギー出力（kWh）
14.7 保管停止状態試験
14.7.1 一般事項
この試験では，触媒性能を維持するために加熱器若しくはこれと類似の装置をもつか，又は保管停止状
態を監視及び維持するために制御装置をもつ燃料電池発電システムの保管停止状態における電気エネルギ
ー入力を測定する。
燃料電池発電システム内に統合された蓄電池から電気エネルギーが供給されている場合は，このエネル
ギーは燃料電池発電システム外部では測定できないため無視する。
正
味
電
力
出
力
保管停止状態からの起動
停止状態からの起動
時間
tramp1
tramp2
Δtramp
32
C 62282-3-201：2019
14.7.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 燃料電池発電システムを，保管停止状態で維持する。
b) 試験開始から完了までの間，電気エネルギー入力を測定する。試験継続期間は，3時間以上とする。
14.7.3 保管停止状態における平均電力入力の計算
保管停止状態における平均電力入力Pinstore（kW）は，式(22)によって算出する。
600
3
Δ
instore
instore
×
=
t
W
P
······························································ (22)
ここに， Pinstore： 保管停止状態における平均電力入力（kW）
Winstore： 保管停止状態試験期間中の電気エネルギー入力（kWh）
Δt： 試験継続期間（s）
14.8 電力出力変化試験
14.8.1 一般事項
この試験では，燃料電池発電システムの電力出力の可変性を評価する。電力出力を，定格電力出力と最
小電力出力との間で変化させる。定格電力出力及び最小電力出力は，製造業者が指定する。
14.8.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。蓄電池をもつ燃料電池
発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄電池の公称充電状態に
到達するまで運転する。
b) 燃料電池発電システムを定格電力出力で1時間以上運転した後，試験を開始する。
c) 試験完了時まで電力出力を，1秒以下の間隔で測定する。蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合，
一般的に電力出力の減少速度及び増加速度が非常に高速（数ミリ秒のオーダー）であるため，電力出
力の減少率及び増加率を測定するには，オシロスコープのような高速電圧記録装置が必要である。
d) 電力出力の目標値を最小電力出力に設定して，電力出力下降動作を開始し，電力出力下降動作の開始
時刻を記録する（図11及び図12参照）。
e) 電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で最小電力出力に到達した時刻を記録する（図13参照）。
f)
電力出力を最小電力出力で1時間以上維持する。
g) 電力出力の目標値を定格電力出力に設定して，電力出力上昇動作を開始し，電力出力上昇動作の開始
時刻を記録する（図11及び図12参照）。
h) 電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で定格電力出力に到達した時刻を記録する（図13参照）。
i)
電力出力を定格電力出力で1時間以上維持する。
j)
d)からi)までを3回以上繰り返す。
この試験は，電力出力上昇動作とともに開始してもよい。
33
C 62282-3-201：2019
Prated
Pmin
tlc1 tlc2
tlc3 tlc4
1サイクル
時間
記号
Prated 定格電力出力
Pmin 最小電力出力
tlc1
電力出力下降動作の開始時刻
tlc2
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で最小電力出力に到達した時刻（図13参照）
tlc3
電力出力上昇動作の開始時刻
tlc4
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で定格電力出力に到達した時刻（図13参照）
図11−蓄電池をもたない燃料電池発電システムの電力出力変化パターン
Prated
Pmin
tlc1 tlc2
tlc3
tlc4
1サイクル
時間
記号
Prated 定格電力出力
Pmin 最小電力出力
tlc1
電力出力下降動作の開始時刻
tlc2
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で最小電力出力に到達した時刻（図13参照）
tlc3
電力出力上昇動作の開始時刻
tlc4
電力出力が定格電力出力の±2 %に収まる範囲で定格電力出力に到達した時刻（図13参照）
図12−蓄電池をもつ燃料電池発電システムの電力出力変化パターン
34
C 62282-3-201：2019
tlc2
tlc4
最小正味電力出力
定格正味電力出力
の+2 %
定格正味電力出力
tlc4
定格正味電力出力
の‒2 %
時間
定格正味電力出力
の+2 %
定格正味電力出力
の‒2 %
正
味
電
力
出
力
図13−電力出力変化の安定化
14.8.3 電力出力変化率の計算
電力出力の減少率dPdown（kW/s）及び増加率dPup（kW/s）は，次の式(23)及び式(24)によって算出する。
lcdown
d
down
d
t
P
P
∆
=
······································································ (23)
lcup
d
up
Δ
d
t
P
P=
··········································································· (24)
ここに， dPdown： 電力出力の減少率（kW/s）
dPup： 電力出力の増加率（kW/s）
Pd： PratedとPminとの間の電力出力の変化幅（kW）
Δtlcdown： tlc1からtlc2への電力出力下降の持続時間（s）
Δtlcup： tlc3からtlc4への電力出力上昇の持続時間（s）
電力出力の減少率及び増加率は，3サイクル以上測定した平均値とする。
14.9 停止試験
14.9.1 一般事項
この試験では，燃料電池発電システムの停止時間，並びに停止に必要とする原燃料エネルギー及び／又
は電気エネルギーを測定する。
停止時間の定義は，蓄電池をもつ燃料電池発電システムも，蓄電池をもたない燃料電池発電システムも
同一である。停止時間は，定格電力出力から保管停止状態に移行するまでに必要とする時間である。
停止エネルギーの定義は，蓄電池をもつ燃料電池発電システムも，蓄電池をもたない燃料電池発電シス
テムも同一である。停止エネルギーは，停止時間中の燃料電池発電システム外部から供給されるエネルギ
ーである。統合された蓄電池からの，停止に用いる電気エネルギーは，通常燃料電池発電システム外部で
は測定できないため無視する（図2参照）。
14.9.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 試験開始前に，燃料電池発電システムを定格電力出力で30分間以上運転する。
b) 蓄電池をもつ燃料電池発電システムの場合は，試験開始前に，定格電力出力で30分間以上，かつ，蓄
35
C 62282-3-201：2019
電池の公称充電状態に達するまで運転する。
c) 試験を開始する。電力出力，電力入力，電気エネルギー出力，電気エネルギー入力，原燃料の積算体
積流量又は積算質量流量，原燃料の温度，原燃料の圧力及び大気圧力を試験終了まで15秒以下の間隔
で測定する。液体燃料を用いる燃料電池発電システムの場合は，液体燃料の圧力及び大気圧力は測定
しない。
d) 通常の停止動作を開始し，停止動作の開始時刻を記録する。
e) 通常の停止動作が完了したら，停止動作の完了時刻を記録する。
注記1 停止動作の開始は，停止ボタンを押したときか，又は正常な停止信号が送られたときである。
注記2 停止動作の完了時刻は，燃料電池発電システムの正味電力出力が，保管停止状態の正味電力
出力の150 %以内に再び戻った時である（14.7.3及び図14参照）。
保管停止状態における燃料電池発電システムの正味電力出力は，燃料電池発電システムの起動動作の開
始直前の正味電力出力である。必要であればこの試験前に（加熱器が使われている場合は加熱器を停止し
て），保管停止状態における燃料電池発電システムの正味電力出力値を確認する。
Δtshut
tshut1
tshut2
時間
正
味
電
力
出
力
記号
Δtshut 停止時間（s）
tshut1 停止動作の開始時刻
tshut2 停止動作の完了時刻
図14−停止時の電力出力チャート例
14.9.3 結果の計算
14.9.3.1 停止時間の計算
停止時間Δtshut（s）は，式(25)によって算出する（図14を参照）。
Δtshut＝tshut2−tshut1······································································ (25)
ここに， Δtshut： 停止時間（s）
tshut1： 停止動作の開始時刻
tshut2： 停止動作の完了時刻
14.9.3.2 停止エネルギーの計算
14.9.3.2.1 停止に必要とする原燃料エネルギーの計算
気体燃料を用いる燃料電池発電システムの場合，停止時間中に必要とする原燃料エネルギーは，停止時
間中の原燃料の積算入力の測定値を用いて算出する。計算手順は，体積流量，質量流量のいずれについて
も14.2.1.3による。14.2.1.3の式(1)〜式(8)に用いられている平均流量に代えて，原燃料の積算入力を用い
36
C 62282-3-201：2019
る。
液体燃料を用いる燃料電池発電システムの場合，停止時間中に必要とする液体燃料エネルギーは，停止
動作の開始時刻及び停止動作の完了時刻の両方において，燃料タンク又は燃料電池発電システム全体の質
量の測定値を用いて，式(9)によって算出する。
図9のような構成の場合は，液体燃料リザーバをう回させておくか，又は液体燃料リザーバを再配置し
て，燃料タンクと一緒に質量を測定する。
14.9.3.2.2 停止に必要とする電気エネルギーの計算
停止時間中に必要とする電気エネルギーWinshut（kJ）は，式(26)によって算出する。
Winshut＝Win−Wout ····································································· (26)
ここに， Winshut： 停止時間中に必要とする電気エネルギー（kWh）
Wout： 停止時間中の電気エネルギー出力（kWh）
Win： 停止時間中の電気エネルギー入力（kWh）
14.10
効率計算
14.10.1
一般事項
発電効率，熱回収熱効率及び総合効率は，14.2，14.3及び14.4における計算値に基づいて算出する。
JIS C 62282-3-200における効率計算では，システムに供給される原燃料及び反応用空気の比エンタルピ
ー及び圧力エネルギーを考慮している。この規格では，これらを効率計算に考慮しないが，これは原燃料
及び反応用空気が低温低圧で供給される燃料電池発電システムにおいては，これらの値が無視できるほど
さ（些）少なためである。原燃料の発熱量以外のエネルギー入力がある場合の計算方法は，JIS C 62282-3-200
を適用する。
回収熱を利用しない燃料電池発電システムの場合は，熱回収熱効率の計算は省略することができ，総合
効率は発電効率に等しい。
14.10.2
発電効率
発電効率ηel（%）は，式(27)によって算出する。
%
100
fin
n
el
×
=PP
η
····································································· (27)
ここに，
ηel： 発電効率（%）
Pn： 平均正味電力出力（kW）（14.3.3による。）
Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）（14.2.1.3.2及び14.2.2.3によ
る。）
14.10.3
熱回収効率の計算
熱回収効率ηth（%）は，式(28)によって算出する。
%
100
fin
HR
th
×
=PP
η
···································································· (28)
ここに，
ηth： 熱回収効率（%）
PHR： 平均回収熱出力（kJ/s）（14.4.3による。）
Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）（14.2.1.3.2及び14.2.2.3によ
る。）
熱回収効率は，効率試験中に測定した熱回収流体の平均温度THR1及びTHR2とともに報告書に記載する。
14.10.4
総合エネルギー効率
総合エネルギー効率ηtotal（%）は，式(29)によって算出する。
ηtotal＝ηel＋ηth ··········································································· (29)
37
C 62282-3-201：2019
ここに， ηtotal： 総合エネルギー効率（%）
ηel： 発電効率（%）
ηth： 熱回収効率（%）
14.11
運転サイクル発電効率
14.11.1
一般事項
ここでは，起動からランプアップ及び定格電力出力運転を経過して停止までの一連の運転サイクル中の
発電効率の計算方法について規定する。
計算結果は，定格電力出力での運転期間に依存する。この期間に関しては，試験した燃料電池発電シス
テムの一つ以上の代表的な値を選択することができる。
算出した運転サイクル発電効率は，選定した定格出力運転期間とともに報告書に記載する。
定格出力運転期間に採用する代表的な値は，燃料電池発電システムの基本的な燃料電池の種類に依存す
る。定格出力運転期間の選択に関するガイドラインを，附属書Fに示す。蓄電池をもつ燃料電池発電シス
テムの場合，定格出力運転期間は，蓄電池を公称充電状態まで充電するために十分な長さとする。
14.11.2
運転サイクル中の原燃料エネルギー入力の計算
a) 蓄電池をもたないシステムの場合 運転サイクル中の原燃料エネルギー入力は，定格電力出力での運
転期間を考慮して，次の期間の原燃料エネルギー入力を合計することによって，式(30)によって算出
する。
− 起動時間中［14.5.4.2.1 a)で算出する。］
− ランプアップ時間中（14.6.3.2.1で算出する。）
− 定格電力出力運転中（14.2の原燃料消費量試験で算出した原燃料の平均発熱量入力を用いる。）
− 停止時間中（14.9.3.2.1で算出する。）
Efincyc＝Efinst＋Efinramp＋Pfin･trated＋Efinshut ·········································· (30)
ここに，
Efincyc： 運転サイクル中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
Efinst： 起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
Efinramp： ランプアップ時間中に必要とする原燃料エネルギー入力
（kJ）
Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）
trated： 運転サイクル中の定格電力出力の運転期間（s）
Efinshut： 停止時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
b) 蓄電池をもつシステムの場合 運転サイクル中の原燃料エネルギー入力は，定格電力出力での運転期
間を考慮して，次の期間の原燃料エネルギー入力を合計することによって，式(31)によって算出する。
− 起動時間中［14.5.4.2.1 b)で算出する。］
− 定格電力出力運転中（14.2の原燃料消費量試験で算出した原燃料の平均発熱量入力を用いる。）
− 停止時間中（14.9.3.2.1で算出する。）
Efincyc＝Efinst＋Pfin･trated＋Efinshut ····················································· (31)
ここに， Efincyc： 運転サイクル中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
Efinst： 起動時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
Pfin： 原燃料の平均発熱量入力（kJ/s）
trated： 運転サイクル中の定格電力出力の運転期間（s）
Efinshut： 停止時間中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
注記 蓄電池をもつシステムの場合，定格出力運転へのランプアップ工程は起動試験の一部である。
14.11.3
運転サイクル中の正味電気エネルギー出力の計算
a) 蓄電池をもたないシステムの場合 運転サイクル中の正味電気エネルギー出力は，定格電力出力での
38
C 62282-3-201：2019
運転期間を考慮して，次の期間の電気エネルギーの入出力を合計することによって，式(32)によって
算出する。
− 起動時間中［14.5.4.2.2 a)で算出する。］
− ランプアップ時間中（14.6.3.2.2で算出する。）
− 定格電力出力運転中（14.3の電力出力試験で算出した平均正味電力出力を用いる。）
− 停止時間中（14.9.3.2.2で算出する。）
inshut
rated
n
outramp
inst
outcyc
600
3
W
t
P
W
W
W
−
+
+
−
=
··································· (32)
ここに， Woutcyc： 運転サイクル中の正味電気エネルギー出力（kWh）
Winst： 蓄電池をもたないシステムの起動時間中に必要とする電気
エネルギー（kWh）
Woutramp： ランプアップ時間中の正味電気エネルギー出力（kWh）
Pn： 平均正味電力出力（kW）
trated： 運転サイクル中の定格電力出力の運転期間（s）
Winshut： 停止時間中に必要とする電気エネルギー入力（kWh）
b) 蓄電池をもつシステムの場合 運転サイクル中の正味電気エネルギー出力は，定格電力出力での運転
期間を考慮して，次の期間の電気エネルギーの入出力を合計することによって，式(33)によって算出
する。
− 起動時間中［14.5.4.2.2 b)で算出する。］
− 定格電力出力運転中（14.3の電力出力試験で算出した平均正味電力出力を用いる。）
− 停止時間中（14.9.3.2.2で算出する。）
inshut
rated
n
instbat
outcyc
600
3
W
t
P
W
W
−
+
−
=
············································· (33)
ここに， Woutcyc： 運転サイクル中の正味電気エネルギー出力（kWh）
Winstbat： 起動動作の開始時刻tst1から蓄電池充電完了時刻tst3batまでの
間に必要とする電気エネルギー（kWh）
Pn： 平均正味電力出力（kW）
trated： 運転サイクル中の定格電力出力の運転期間（s）
Winshut： 停止時間中に必要とする電気エネルギー入力（kWh）
注記 蓄電池をもつシステムの場合，定格出力運転へのランプアップ工程は起動試験の一部である。
14.11.4
運転サイクル発電効率の計算
運転サイクル発電効率ηcyc（%）は，式(33)によって算出する。
%
100
600
3
fincyc
outcyc
cyc
×
×
=
E
W
η
························································ (34)
ここに，
ηcyc： 運転サイクル発電効率（%）
Woutcyc： 運転サイクル中の正味電気エネルギー出力（kWh）
Efincyc： 運転サイクル中に必要とする原燃料エネルギー入力（kJ）
14.12
電磁両立性（EMC）試験
14.12.1
一般要求事項
燃料電池発電システムの電磁両立性（EMC）試験は，14.12.2〜14.12.11に規定する試験方法による。
燃料電池発電システムのイミュニティ試験は，14.12.2〜14.12.8に規定する変更事項又は追加事項を含め
て，JIS C 61000-6-1による。
これらの試験は，燃料電池発電システムが定格電力出力で安定した状態で発電しているか，又は定格発
39
C 62282-3-201：2019
電開始後30分間以上経過した後に実施する。
各イミュニティ試験において，JIS C 61000-6-1:2008の箇条4及び表1〜表4による性能判定基準は，次
の基準を適用する。
a) 性能判定基準A 燃料電池発電システムは，試験中及び試験後の両方において想定したように動作し
続けなければならない。燃料電池発電システムを想定した方法で用いる場合，電力出力の変化及び運
転モードの変化は，製造業者が指定する最低性能レベル以下になってはならない。最低性能レベルを
製造業者が指定していない場合には，電力出力は定格電力出力の±2 %以上変化してはならない。
b) 性能判定基準B 燃料電池発電システムは，試験後，想定したとおりに動作し続けなければならない。
燃料電池発電システムを想定した方法で用いる場合，性能の低下又は機能の喪失は，製造業者が指定
する最低性能レベル以下になってはならない。この場合，性能レベルを許容される範囲で低下しても
よい。ただし，試験中の性能低下は許容されるが，実際の動作状態又は保存されたデータの変更があ
ってはならない。最低性能レベル又は許容される性能損失を製造業者が指定していない場合，電力出
力は製造業者が宣言した最小電力出力よりも低下してはならず，燃料電池発電システムは停止しては
ならない。
c) 性能判定基準C 燃料電池発電システムは，試験後に機能が自己回復可能であるか，又は制御装置の
操作によって回復できる場合，試験中及び試験後において一時的な機能喪失があってもよい。
この規格で規定する試験を適用した結果，燃料電池発電システムが危険又は不安全になった場合，この
試験に不適合とする。
燃料電池発電システムのEMCエミッションは，14.12.9〜14.12.11に規定する要求事項に従って試験する。
14.12.2
静電気放電イミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表1及びJIS C 61000-4-2の規定に従って実施し，性能判定基準B
に適合するかを確認する。
14.12.3
放射無線周波数電磁界イミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表1及びJIS C 61000-4-3の規定に従って実施し，性能判定基準A
に適合するかを確認する。
14.12.4
電気的ファストトランジェント／バーストイミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表2，表3及び表4，並びにJIS C 61000-4-4の規定に従って実施し，
性能判定基準Bに適合するかを確認する。
14.12.5
サージイミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表3及び表4，並びにJIS C 61000-4-5の規定に従って実施し，性能
判定基準Bに適合するかを確認する。
14.12.6
無線周波電磁界によって誘導された伝導妨害に対するイミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表2，表3及び表4，並びにJIS C 61000-4-6の規定に従って実施し，
性能判定基準Aに適合するかを確認する。
14.12.7
電源周波数磁界イミュニティ試験
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表1，及びJIS C 61000-4-8の規定に従って実施し，性能判定基準A
に適合するかを確認する。
14.12.8
電圧降下及び電圧中断
この試験は，JIS C 61000-6-1:2008の表4，及びJIS C 61000-4-11に従って実施し，次の性能判定基準に
適合するかを確認する。
40
C 62282-3-201：2019
− 1サイクル以下の電圧低下に関しては，性能判定基準B。
− 25/30サイクル（50/60 Hz）の電圧低下に関しては，性能判定基準C。
− 電圧遮断に関しては，性能判定基準C。
14.12.9
放射妨害（エミッション）測定試験
燃料電池発電システムは，想定する使用に対して製造業者が宣言する放射妨害（エミッション）に関し
て，CISPR 11に従って測定する。
交流出力端子を交流電源に接続する。ユーザマニュアルにおいて，製造業者が電源ケーブルを指定して
いる場合は，テスト機器を長さ1 mのケーブルで交流電源に接続する。燃料電池発電システムから放射さ
れる30 MHz〜1 000 MHzの電磁妨害波を，住宅，商業及び軽工業環境における限度値に対して評価する。
14.12.10 伝導妨害（エミッション）測定試験
燃料電池発電システムは，想定する使用に対して製造業者が宣言する伝導妨害（エミッション）に関し
て，CISPR 11に従って測定する。
燃料電池発電システムから電源ケーブルを介して伝搬される150 kHz〜30 MHzの電磁妨害波を，住宅，
商業及び軽工業環境における限界値に対して評価する。
14.12.11 電源高調波エミッション測定試験
燃料電池発電システムは，JIS C 61000-3-2に従って電源高調波エミッションを測定する。燃料電池発電
システムは，定格電圧及び定格周波数で運転し，かつ，定格電力出力で安定発電状態のときに，高調波電
流を測定する。
15 環境性能形式試験
15.1 一般事項
環境性能に関する形式試験は，次による。
− 騒音試験（15.2）
− 排ガス試験（15.3）
− 排水試験（15.4）
15.2 騒音試験
15.2.1 一般事項
この試験は，起動からランプアップ，定格電力出力及び最小電力出力（製造業者が指定し，ユーザが希
望する場合）を経過して停止までの各運転工程において，燃料電池発電システムが発生させる騒音レベル
を測定する。定格電力出力は，製造業者が指定する。
15.2.2 試験条件
15.2.2.1 基準面
基準面は，燃料電池発電システムの4側面（前後左右）から1 mの位置に設定する。これができない場
合は，50 cmの位置に設定し，その旨を試験報告書に記載する。
燃料電池発電システム表面の突起又は突出部が，表面騒音に有意な影響がないとみなされる場合は，こ
れらを無視し，JIS B 8005 又は同等の規格によって燃料電池発電システムの表面を単純化して考える。
15.2.2.2 測定点
燃料電池発電システムの前後を結ぶ中心線上の2方向，及び左右を結ぶ中心線上の2方向について，4
点で測定する。測定点の高さは，基準面上で，燃料電池発電システム底面から1.2 mとする（図15参照）。
音量計のマイクは，基準面に対して垂直に向ける。
41
C 62282-3-201：2019
◆ 測定点
図15−燃料電池発電システムの騒音測定点
15.2.2.3 暗騒音の影響
測定対象の騒音があるときと，ないときとの，サウンドレベルメータの読取値の差が，10 dB以上であ
ることが望ましい。読取値の差が3 dB以上10 dB未満の場合は，表3によって読取値を補正し，燃料電池
発電システムが単独にあるときの騒音レベルを推定する。
表3−暗騒音の影響に対する読取値の補正
測定対象の騒音の有無による読取値の差（dB）
3
4
5
6
7
8
9
補正値（dB）
−3
−2
−1
15.2.2.4 反射音の影響
マイクロホン又は音源の近くに大きな反射物体がある場合は，反射物体からの反射音が音源の音に加わ
るため，測定誤差が発生する。反射音を発生する可能性のある物体は，測定前に可能な限り排除しておく
ことが望ましい。測定条件によってこれが不可能な場合は，その旨を試験報告書に記載する。
15.2.3 試験方法
試験方法は，次による。
a) 測定対象の燃料電池発電システムが停止状態のときに，暗騒音レベルを測定する。
b) 燃料電池発電システムを，停止状態又は保管停止状態から起動する。
c) 電力出力を定格電力出力まで上昇させ，定格電力出力に到達後，30分間以上維持する。燃料電池発電
システムを，更に1時間以上，定格電力出力で継続運転する。
d) 最小電力出力が製造業者によって指定されており，ユーザが測定を希望する場合は，燃料電池発電シ
ステムを最小電力出力に設定し，最小電力出力に到達後，30分間以上維持する。燃料電池発電システ
ムを，更に1時間以上，最小電力出力で継続運転する。
e) 燃料電池発電システムを停止する。
f)
起動から停止までの騒音レベルを測定する。測定頻度は1秒間隔とする。読取値は，四捨五入によっ
て求めた整数（例えば，45.7を46とする。）に丸める。
g) 停止完了後に暗騒音レベルを測定し，起動前の暗騒音レベルと差がないことを確認する。
42
C 62282-3-201：2019
15.2.4 データ処理
データ処理は，次による。
a) 15.2.2.3に従って，暗騒音レベルの影響を補正する。
b) 次の項目を，騒音レベル試験の代表値として報告書に記載する。
− 全ての運転工程中の騒音レベルの最大値及びこの最大値が得られた運転工程
− 1時間の定格電力出力運転中の騒音レベルの平均値
− 1時間の最小電力出力運転中の平均値［15.2.3 d)を実施した場合］
15.3 排ガス試験
15.3.1 一般事項
この試験では，燃料電池発電システムから排出される排ガスの各成分の体積分率を測定する。起動から
定格電力出力を経過して停止までの各運転工程で，次の値を算出する。
− 各成分の質量濃度（mg/m3）（15.3.4.3）
− 各成分の入力原燃料の単位エネルギー当たりの質量（mg/kWh）（15.3.4.4又は15.3.4.5）
− 各成分の排出質量流量（g/h）（15.3.4.6）（任意）
原燃料によっては，明らかに排ガス中に含まれない成分［例えば，純水素又は天然ガスの場合の全炭化
水素（THC）］の測定を省略することができる。
幾つかの原燃料の一般的な排ガス成分のガイドラインを，附属書Dに示す。
15.3.2 測定成分
測定する成分及び数値は，次による。
− 一酸化炭素（CO）
− 二酸化炭素（CO2）
− 酸素（O2）
− 窒素酸化物（NOX）
− 二酸化硫黄（SO2）
− 全炭化水素（THC）
代替燃料の使用は，特定の有害汚染物質の排出の原因となる可能性がある。そのような汚染物質は，利
用可能な規格によって同定し測定する。
15.3.3 試験方法
試験方法は，次による。
a) サンプリングプローブが，排気流に完全に入るように注意する。サンプリングプローブが，排気ダク
トを閉塞していないことを確認する。プローブは，燃料電池発電システムの排ガス出口直近で，閉鎖
式の排ガス換気システムの場合は排ガス用ダクトの内部に，又は開放式の排ガス換気システムの場合
は排ガス出口に直接設置する。排気ダクトのサイズが大きい場合には，排気ダクトの中央及び排気ダ
クトを横切る格子上の複数の代表点的箇所において測定値を取得し，読取値を平均する。
b) 開放式の排ガス換気システムの場合は，試験ガスと周囲の空気とが混合しないように注意してプロー
ブを設置する。
c) 測定中，温度センサ上に結露が発生していないことを確認する。センサ上の結露によって，測定値が
無効になる場合がある。
d) 燃料電池発電システムを，停止状態又は保管停止状態から起動する。電力出力を定格電力出力に上昇
させ，定格電力出力に到達後，30分間以上維持する。
43
C 62282-3-201：2019
e) 燃料電池発電システムを，更に1時間以上，定格電力出力で継続運転し，停止する。
f)
起動から停止までの排ガス中の各成分の濃度（vol %又はml/m³），原燃料流量（体積流量又は質量流
量），室温及び湿度を測定する。データ取得頻度は15秒以下とする。
15.3.4 データ処理
15.3.4.1 一般事項
次の値は，理論乾燥燃焼条件における補正された体積分率（15.3.4.2）を用いて算出する。
− 各成分の質量濃度（mg/m3）（15.3.4.3）
− 各成分の入力燃料の単位エネルギー当たりの質量（mg/kWh）（15.3.4.4又は15.3.4.5）
− 各成分の排出質量流量（g/h）（15.3.4.6）（任意）
報告書に記載する計算値を，15.3.4.7，15.3.4.8及び15.3.4.9に示す。
15.3.4.2 理論乾燥燃焼条件における体積分率への補正
排ガス中の成分二酸化炭素（CO2），一酸化炭素（CO），全炭化水素（THC），窒素酸化物（NOX）及び
二酸化硫黄（SO2）の体積分率の測定値（vol %又はml/m3）は，乾燥排ガス中の酸素（O2）体積分率の測
定値を用いて，式(35)によって理論乾燥燃焼条件における体積分率に補正する。
)
(O
)
(O
)
(O
2
ex
2
at
2
at
meas
B,
corr
B,
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
−
=
··············································· (35)
ここに，
φB,corr： 各成分の体積分率の補正値（ml/m3）
φB,meas： 各成分の体積分率の測定値（ml/m3）
φat(O2)： 乾燥状態の給気口雰囲気における酸素（O2）の体積分率の
測定値（新鮮空気の場合は 21 vol %）（vol %）
φex(O2)： 乾燥排ガス中の酸素（O2）の体積分率の測定値（vol %）
15.3.4.3 各成分の質量濃度
15.3.4.3.1 一酸化炭素（CO）の質量濃度
一酸化炭素（CO）の質量濃度γex(CO)（mg/m3）は，式(36)によって算出する。
γex(CO)＝φex,corr(CO)･ρ(CO) ························································· (36)
ここに，
γex(CO)： 基準状態における乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の質
量濃度（mg/m3）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(CO)： 一酸化炭素（CO）の密度（kg/m3）
［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(CO)＝1.185 kg/m3，
又は標準状態Ts＝273.15 Kにおいてρ(CO)＝1.250 kg/m3］
15.3.4.3.2 全炭化水素（THC）の質量濃度
全炭化水素（THC）の質量濃度γex(THC)（mg/m3）は，式(37)によって算出する。
3
m
corr
ex,
ex
10
1.008
(THC)
12.011
(THC)
(THC)
×
×
+
=
V
α
γ
ϕ
···························· (37)
ここに，
γex(THC)： 基準状態における乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）
の質量濃度（mg/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
α(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の水素炭素原子数
比
12.011： 炭素（C）のモル質量（g/mol）
1.008： 水素（H）のモル質量（g/mol）
Vm： 基準状態における理想気体のモル体積（m3/mol）
44
C 62282-3-201：2019
［基準状態T0＝288.15 KにおいてVm＝2.364 5×10−2
m3/mol又は標準状態TS＝273.15 KにおいてVm＝2.241 4
×10−2 m3/mol］
ガソリン燃料，灯油燃料及びその他の燃料について，α(THC)の値は次による。
− ガソリン燃料：1.85
− 灯油：1.94
− 都市ガス燃料：3.67
− LPガス燃料：2.64
15.3.4.3.3 窒素酸化物（NOX）の質量濃度
窒素酸化物（NOX）の質量濃度γex(NOX)（mg/m3）は，窒素酸化物（NOX）の全量を二酸化窒素（NO2）
と仮定して，式(38)によって算出する。
γex(NOX)＝φex,corr(NOX)･ρ(NO2) ····················································· (38)
ここに，
γex(NOX)： 基準状態における乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の
質量濃度（mg/m3）
φex,corr(NOX)： 乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(NO2)： 二酸化窒素（NO2）の密度（kg/m3）
［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(NO2)＝1.946 kg/m3
又は標準状態TS＝273.15 Kにおいてρ(NO2)＝2.053
kg/m3］
15.3.4.3.4 二酸化硫黄（SO2）の質量濃度
二酸化硫黄（SO2）の質量濃度γex(SO2)（mg/m3）は，式(39)によって算出する。
γex(SO2)＝φex,corr(SO2)･ρ(SO2) ······················································· (39)
ここに，
γex(SO2)： 基準状態における乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の
質量濃度（mg/m3）
φex,corr(SO2)： 乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(SO2)： 二酸化硫黄（SO2）の密度（kg/m3）
［基準状態T0＝288.15 K においてρ(SO2)＝2.709 kg/m3
又は標準状態TS＝273.15 Kにおいてρ(SO2)＝2.926
kg/m3］
15.3.4.4 入力気体燃料の単位エネルギー当たりの各成分の質量濃度
15.3.4.4.1 入力気体燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）の質量濃度
入力原燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）の排出量（mg/kWh）は，式(40)によって算出
する。
600
3
(CO)
(CO)
(CO)
Vf
V
dr,
th,
ex,
corr
ex,
×
=
E
V
ρ
ε
ϕ
·································· (40)
ここに，
ε(CO)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）
の排出量（mg/kWh）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(CO)： 一酸化炭素（CO）の密度（kg/m3）
［基準状態T0＝288.15 K においてρ(CO)＝1.185 kg/m3］
Vex,th,dr,V： 基準状態における入力気体燃料の単位体積当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/m3）（［式(41)参照］
EVf： 原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）［式
45
C 62282-3-201：2019
(4)及び式(5)参照］
3 600： kWhからkJへの換算係数
入力燃料の体積当たりの乾燥排ガス容積の理論的比は，式(41)によって算出する。
3.76
)
(CO
35.10
)
H
(C
28.45
)
H
(C
21.81
)
H
(C
15.17
)
H
(C
8.52
)
(CH
)
(N
)
(CO
2.88
(CO)
1.88
)
(H
2
f
12
5
f
10
4
f
8
3
f
6
2
f
4
f
2
f
2
f
f
2
f
V
dr,
th,
ex,
×
−
×
+
×
+
×
+
×
+
×
+
+
+
×
+
×
=
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
V
·· (41)
ここに，
Vex,th,dr,V： 基準状態における入力気体燃料の単位
体積当たりの乾燥排ガス体積の理論比
（m3/m3）
Vf(H2)，Vf(CO)，Vf(CO2)，
Vf(N2)，Vf(CH4)，Vf(C2H6)，
Vf(C3H8)，Vf(C4H10)，
Vf(C5H12)：
入力原燃料の体積当たりの単位体積に
おける各燃料成分の体積比（m3/m3）
注記 各元素の体積比は，燃料の組成分析によって決定される。
15.3.4.4.2 入力気体燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素（THC）の質量濃度
入力原燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素（THC）の排出量（mg/kWh）は，式(42)によって算出
する。
600
3
10
1.008
(THC)
12.011
(THC)
(THC)
Vf
V
dr,
th,
ex,
3
m
corr
ex,
×
×
×
+
=
E
V
V
α
ε
ϕ
·········· (42)
ここに，
ε(THC)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素
（THC）の排出量（炭素換算）（mg/kWh）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
α(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の水素炭素原子数
比
12.011： 炭素（C）のモル質量（g/mol）
1.008： 水素（H）のモル質量（g/mol）
Vm： 基準状態における理想気体のモル体積（m3/mol）
（基準状態T0＝288.15 KにおいてVm＝2.364 5×10−2
m3/mol）
Vex,th,dr,V： 基準状態における入力気体燃料の単位体積当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/m3）［式(41)参照］
EVf： 原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）［式
(4)及び式(5)参照］
3 600： kWhからkJへの換算係数
15.3.4.4.3 入力気体燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物（NOX）の質量濃度
入力原燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物（NOX）の排出量（mg/kWh）は，窒素酸化物（NOX）
の全量を二酸化窒素（NO2）と仮定して，式(43)によって算出する。
600
3
)
(NO
)
(NO
)
(NO
Vf
V
dr,
th,
ex,
2
x
corr
ex,
x
×
=
E
V
ρ
ε
ϕ
····························· (43)
ここに，
ε(NOX)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物
（NOX）の排出量（mg/kWh）
φex,corr(NOX)： 乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(NO2)： 窒素酸化物（NOX）の密度
（基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(NO2)＝1.946 kg/m3）
Vex,th,dr,V： 基準状態における気体入力燃料の単位体積当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/m3）［式(41)参照］
EVf： 原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）［式
46
C 62282-3-201：2019
(4)及び式(5)参照］
3 600： kWhからkJへの換算係数
注記 未反応の水素及び二酸化炭素からなる改質器を加熱するための燃料には，十分な水蒸気が含ま
れているため，燃焼空気中の湿度がNOX値に及ぼす影響は無視される。
15.3.4.4.4 入力気体燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄（SO2）の質量濃度
入力原燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄（SO2）の排出量（mg/kWh）は，式(44)によって算出
する。
600
3
)
(SO
)
(SO
)
(SO
Vf
V
dr,
th,
ex,
2
2
corr
ex,
2
×
=
E
V
ρ
ε
ϕ
······························ (44)
ここに，
ε(SO2)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄
（SO2）の排出量（mg/kWh）
φex,corr(SO2)： 乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(SO2)： 二酸化硫黄（SO2）の密度
［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(SO2)＝2.709 kg/m3］
Vex,th,dr,V： 基準状態における入力気体燃料の単位体積当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/m3）［式(41)参照］
EVf： 原燃料の単位体積当たりのエネルギー入力（kJ/m3）［式
(4)及び式(5)参照］
3 600： kWhからkJへの換算係数
15.3.4.5 入力液体燃料の単位エネルギー当たりの各成分の質量
15.3.4.5.1 入力液体燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）の質量
入力原燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）の排出量（mg/kWh）は，式(45)によって算出
する。
600
3
(CO)
(CO)
(CO)
fl
m
dr,
th,
ex,
corr
ex,
×
=
H
V
ρ
ε
ϕ
·································· (45)
ここに，
ε(CO)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの一酸化炭素（CO）
の排出量（mg/kWh）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(CO)： 一酸化炭素（CO）の密度（kg/m3）
［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(CO)＝1.185 kg/m3］
Vex,th,dr,m： 基準状態における入力液体燃料の単位質量当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/kg）［式(46)参照］
Hfl： 平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量（kJ/kg）
3 600： kWhからkJへの換算係数
入力液体燃料の体積当たりの乾燥排ガス体積の理論比は，式(46)によって算出する。
Vex,th,dr,m＝w(C)×8.89＋w(H)×20.9＋w(S)×3.33＋w(N)×0.8−w(O)×2.63 ··· (46)
ここに，
Vex,th,dr,m： 基準状態における入力液体燃料の単位質量当たり
の乾燥排ガス体積の理論比（m3/kg）
w(C)，w(H)，w(S)，
w(N)，w(O)：
入力原燃料の単位質量におけるC，H，S，N又は
Oの各元素の質量分率（kg/kg）
注記 各成分の質量は，燃料の成分分析によって決定される。
15.3.4.5.2 入力液体燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素（THC）の質量
入力原燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素（THC）の排出量（mg/kWh）は，式(47)によって算出
する。
47
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600
3
10
1.008
(THC)
12.011
(THC)
(THC)
fl
m
dr,
th,
ex,
3
m
corr
ex,
×
×
×
+
=
H
V
V
α
ε
ϕ
········· (47)
ここに，
ε(THC)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの全炭化水素
（THC）の排出量（炭素換算）（mg/kWh）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
α(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の水素炭素原子数
比
12.011： 炭素（C）のモル質量（g/mol）
1.008： 水素（H）のモル質量（g/mol）
Vm： 基準状態における理想気体のモル体積（m3/mol）
（基準状態T0＝288.15 K，p0＝101.325 kPaにおいてVm
＝2.364 5×10−2 m3/mol）
Vex,th,dr,m： 基準状態における入力液体燃料の単位質量当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/kg）［式(46)参照］
Hfl： 平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量（kJ/kg）
3 600： kWhからkJへの換算係数
15.3.4.5.3 入力液体燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物（NOX）の質量
入力原燃料の単位エネルギー当たりのNOX排出量（mg/kWh）は，窒素酸化物（NOX）の全量を二酸化
窒素（NO2）と仮定し，式(48)によって算出する。
600
3
)
(NO
)
(NO
)
(NO
fl
m
dr,
th,
ex,
2
X
corr
ex,
X
×
=
H
V
ρ
ε
ϕ
···························· (48)
ここに，
ε(NOX)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの窒素酸化物
（NOX）の排出量（mg/kWh）
φex,corr(NOX)： 乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(NO2)： 二酸化窒素（NO2）の密度
［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(NO2)＝1.946 kg/m3］
Vex,th,dr,m： 基準状態における入力液体燃料の単位質量当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/kg）［式(46)参照］
Hfl： 平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量（kJ/kg）
3 600： kWhからkJへの換算係数
注記 未反応の水素及び二酸化炭素からなる改質器を加熱するための燃料には十分な水蒸気が含まれ
ているため，燃焼空気中の湿度がNOX値に及ぼす影響は無視される。
15.3.4.5.4 入力液体燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄（SO2）の質量
入力原燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄（SO2）の排出量（mg/kWh）は，式(49)によって算出
する。
600
3
)
(SO
)
(SO
)
(SO
fl
m
dr,
th,
ex,
2
2
corr
ex,
2
×
=
H
V
ρ
ε
ϕ
······························ (49)
ここに，
ε(SO2)： 入力原燃料の単位エネルギー当たりの二酸化硫黄
（SO2）の排出量（mg/kWh）
φex,corr(SO2)： 乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の体積分率の補正値
（ml/m3）
ρ(SO2)： ［基準状態T0＝288.15 Kにおいてρ(SO2)＝2.709 kg/m3］
Vex,th,dr,m： 基準状態における入力液体燃料の単位質量当たりの乾
燥排ガス体積の理論比（m3/kg）［式(46)参照］
Hfl： 平均温度Tfにおける液体燃料の発熱量（kJ/kg）
3 600： kWhからkJへの換算係数
48
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15.3.4.6 各成分の排出質量流量（任意）
15.3.4.6.1 一般事項
15.3.4.6.4〜15.3.4.6.8に規定する各成分の排出質量流量の計算においては，15.3.4.6.2及び15.3.4.6.3によ
って算出した値を用いる。
15.3.4.6.2 体積流量から質量流量への換算
原燃料の流量が，体積流量で測定される場合は，次のa)及びb)によって，平均体積流量qVf（m3/s）を平
均質量流量qmf（kg/s）に換算する。
a) 試験継続期間中の原燃料の平均体積流量qVf（m3/s）を，式(50)によって基準状態における原燃料の平
均体積流量qVf0（m3/s）に換算する。
0
f
f
0
Vf
Vf0
p
p
T
T
q
q
=
··································································· (50)
ここに， qVf0： 基準状態における原燃料の平均体積流量（m3/s）
qVf： 試験継続期間中の原燃料の平均体積流量（m3/s）
T0： 基準温度（288.15 K）
P0： 基準圧力（絶対圧力）（101.325 kPa）
Tf： 試験継続期間中の原燃料の平均温度（K）
pf： 試験継続期間中の原燃料の平均圧力（絶対圧力）（kPa）
b) 原燃料の平均質量流量qmf（kg/s）は，式(51)によって算出する。
m
f
Vf0
mf
V
M
q
q
=
······································································· (51)
ここに，
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
qVf0： 基準状態における原燃料の平均体積流量（m3/s）
Vm： 基準状態における理想気体のモル体積（m3/mol）
（基準状態T0＝288.15 KにおいてVm＝2.364 5×10−2 m3/mol）
Mf： 原燃料のモル質量（kg/mol）。
測定は，ASTM F2602に規定する方法による。
15.3.4.6.3 原燃料の分子量の計算
原燃料の分子量は，式(52)によって算出する。
Mr,f＝12.011＋αf×1.008 ····························································· (52)
ここに，
Mr,f： 原燃料の分子量
αf： 原燃料の水素炭素原子数比
12.011： 炭素（C）のモル質量（g/mol）
1.008： 水素（H）のモル質量（g/mol）
ガソリン燃料，灯油燃料及びその他の燃料について，Mr,fの値は次による。
− ガソリン燃料：13.88（α fを1.85とした場合）
− 灯油燃料：13.97（α fを1.94とした場合）
− 都市ガス燃料：15.71（13 A，αfを3.67とした場合）
− LPガス燃料：14.67（αfを2.64とした場合）
15.3.4.6.4 一酸化炭素（CO）の排出質量流量
一酸化炭素（CO）の排出質量流量qm,ex(CO)（g/h）は，式(53)によって算出する。
6
mf
4
corr
ex,
4
corr
ex,
2
corr
ex,
4
corr
ex,
fr,
r
ex
m,
10
3.6
10
(THC)
10
(CO)
)
(CO
10
(CO)
(CO)
(CO)
×
×
×
+
×
+
×
=
−
−
−
q
M
M
q
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
··· (53)
ここに，
qm,ex(CO)： 一酸化炭素（CO）の排出質量流量（g/h）
49
C 62282-3-201：2019
Mr(CO)： 一酸化炭素（CO）の分子量（28.01）
Mr,f： 原燃料の分子量
φex,corr(CO2)： 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
（vol %）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
15.3.4.6.5 全炭化水素（THC）の排出質量流量
全炭化水素（THC）の排出質量流量qm,ex(THC)（g/h）は，式(54)によって算出する。
6
mf
4
corr
ex,
4
corr
ex,
2
corr
ex,
4
corr
ex,
fr,
r
ex
m,
10
3.6
10
(THC)
10
(CO)
)
(CO
10
(THC)
(THC)
(THC)
×
×
×
+
×
+
×
=
−
−
−
q
M
M
q
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
····· (54)
ここに， qm,ex(THC)： 全炭化水素（THC）の排出質量流量（g/h）
Mr(THC)： 全炭化水素（THC）の分子量
Mr,f： 原燃料の分子量
φex,corr(CO2)： 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
（vol %）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
全炭化水素（THC）の分子量Mr(THC)は，式(55)によって算出する。
Mr(THC)＝12.011＋α(THC)×1.008 ··············································· (55)
ここに， Mr(THC)： 全炭化水素（THC）の分子量
α(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の水素炭素原子数比
12.011： 炭素（C）のモル質量（g/mol）
1.008： 水素（H）のモル質量（g/mol）
ガソリン燃料，灯油燃料及びその他の燃料について，Mr(THC)の値は次による。
− ガソリン燃料：13.88［α(THC)は1.85］
− 灯油燃料：13.97［α(THC)は1.94］
− 都市ガス燃料：15.71［13 A，α(THC)を3.67とした場合］
− LPガス燃料：14.67［α(THC)を2.64とした場合］
15.3.4.6.6 窒素酸化物（NOX）の排出質量流量
窒素酸化物（NOX）の排出質量流量qm,ex(NOX)（g/h）は，式(56)によって算出する。
窒素酸化物（NOX）の排出質量流量は，吸入空気の温度及び湿度によって変化するため，測定中の環境
条件を均一に維持するよう注意する。
6
mf
4
corr
ex,
4
corr
ex,
2
corr
ex,
4
x
corr
ex,
fr,
x
r
x
ex
m,
10
3.6
10
(THC)
10
(CO)
)
(CO
10
)
(NO
)
(NO
)
(NO
×
×
×
+
×
+
×
=
−
−
−
q
M
M
q
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
·· (56)
ここに， qm,ex(NOX)： 窒素酸化物（NOX）の排出質量流量（g/h）
Mr(NOX)： 窒素酸化物（NOX）の全量を二酸化窒素（NO2）とみな
したときの窒素酸化物（NOX）の分子量（46.01）
Mr,f： 原燃料の分子量
50
C 62282-3-201：2019
φex,corr(CO2)： 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
（vol %）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(NOX)： 乾燥排ガス中の窒素酸化物（NOX）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
15.3.4.6.7 二酸化硫黄（SO2）の排出質量流量
二酸化硫黄（SO2）の排出質量流量qm,ex(SO2)（g/h）は，式(57)によって算出する。
6
mf
4
corr
ex,
4
corr
ex,
2
corr
ex,
4
2
corr
ex,
fr,
2
r
2
ex
m,
10
3.6
10
(THC)
10
(CO)
)
(CO
10
)
(SO
)
(SO
)
(SO
×
×
×
+
×
+
×
=
−
−
−
q
M
M
q
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
··· (57)
ここに，
qm,ex(SO2)： 二酸化硫黄（SO2）の排出質量流量（g/h）
Mr(SO2)： 二酸化硫黄（SO2）の分子量（64.06）
Mr,f： 原燃料の分子量
φex,corr(CO2)： 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
（vol %）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(SO2)： 乾燥排ガス中の二酸化硫黄（SO2）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
15.3.4.6.8 二酸化炭素（CO2）の排出質量流量
二酸化炭素（CO2）の排出質量流量qm,ex(CO2)（g/h）は，式(58)によって算出する。
6
mf
4
corr
ex,
4
corr
ex,
2
corr
ex,
2
corr
ex,
fr,
2
r
2
ex
m,
10
3.6
10
(THC)
10
(CO)
)
(CO
)
(CO
)
(CO
)
(CO
×
×
×
+
×
+
=
−
−
q
M
M
q
ϕ
ϕ
ϕ
ϕ
·· (58)
ここに，
qm,ex(CO2)： 二酸化炭素（CO2）の排出質量流量（g/h）
Mr(CO2)： 二酸化炭素（CO2）の分子量（44.01）
Mr,f： 原燃料の分子量
φex,corr(CO2)： 乾燥排ガス中の二酸化炭素（CO2）の体積分率の補正値
（vol %）
φex,corr(CO)： 乾燥排ガス中の一酸化炭素（CO）の体積分率の補正値
（ml/m3）
φex,corr(THC)： 乾燥排ガス中の全炭化水素（THC）の体積分率の補正
値（炭素換算）（ml/m3）
qmf： 原燃料の平均質量流量（kg/s）
15.3.4.7 平均質量濃度，入力原燃料の単位エネルギー当たりの平均質量及び各成分の平均排出質量流量
起動時間中，定格出力運転中及び停止時間中の平均質量濃度，入力原燃料の単位エネルギー当たりの平
均質量及び各成分の平均排出質量流量（任意）は，それぞれの期間又は運転工程ごとの質量濃度，入力燃
料の単位エネルギー当たりの質量及び排出質量流量を平均して算出する。
定格出力運転中の計算には，定格電力出力に達してから30分間経過後の1時間で測定した値を用いる。
これらの平均値は，室内の平均温度及び平均湿度とともに報告書の附属書に記載する。
51
C 62282-3-201：2019
15.3.4.8 最大質量濃度，入力原燃料の単位エネルギー当たりの質量及び各成分の排出質量流量
全ての期間又は運転工程における平均質量濃度の最大値，入力原燃料の単位エネルギー当たりの平均質
量の最大値及び平均排出質量流量の最大値（任意）を，各成分の最大値として報告書の附属書に記載する。
15.3.4.9 排ガスの平均温度
定格電力出力において測定した平均排ガス温度を，対応する熱回収流体の平均入口温度及び平均出口温
度とともに報告書に記載する。
15.4 排水試験
15.4.1 一般事項
この試験では，起動から定格電力出力を経過して停止するまでの全ての運転工程を通して，燃料電池発
電システムからの排水の品質を測定する。定格電力出力は，製造業者が指定する。
測定する排水には，回収熱出力として取り出す温水は含まない。
15.4.2 試験方法
試験方法は，次による。
a) 排水を採取する装置を設置し，燃料電池発電システムを起動する。
b) 起動から，3.5時間以上の定格電力出力を経過して停止するまでの間，排水を収集し貯留する。
c) 次の項目を測定する。
− 排水の総容量（運転時間も記録する。）
− 排水の温度
− pH（水素イオン濃度）
− 生物化学的酸素消費量（BOD）
− 必要な場合は，化学的酸素消費量（COD）
pH測定はJIS K 0102，BOD測定はISO 5815-2又はこれと同等の規格，COD測定はJIS K 0400-20-10を
参照する。
16 試験報告書
16.1 一般事項
試験報告書は，全ての試験の目的を達成したことを実証するために十分な情報を，正確，明確かつ客観
的に提供する。試験報告書には，少なくとも標題ページ，目次及び概要報告書を記載する。この規格に従
って試験を実施した燃料電池発電システムの場合，概要報告書を利害関係者に提供できるようにしておく。
箇条14及び箇条15において得られた詳細情報は，詳細報告書又は全体報告書で提供することができる。
詳細報告書及び全体報告書の内容の指針は，附属書Eに示す。
16.2 標題ページ
標題ページには，次の情報を記載する。
a) 報告書の識別番号（任意）
b) 報告書の種類（概要報告書，詳細報告書又は全体報告書）
c) 報告書の作成者
d) 試験の実施機関
e) 報告書の日付
f)
試験の場所
g) 試験の名称
52
C 62282-3-201：2019
h) 試験の日付及び時刻
i)
燃料電池発電システムの識別コード及び製造業者名
16.3 目次
目次には，報告書に記載の条項などの標題を，ページ番号を順序どおりに付して記載する。
16.4 概要報告書
概要報告書には，次の情報を記載する。
a) 試験の目的
b) 試験，機器及び計測器の説明
c) 全ての試験結果
d) 各試験結果に付帯する不確かさ
e) 各試験結果に付帯する信頼性
f)
必要に応じて結論
g) 試験及びその結果の考察（コメント及び所見）
h) 原燃料分析の結果
53
C 62282-3-201：2019
附属書A
（規定）
天然ガス成分の発熱量
天然ガス成分の発熱量は，表A.1による。
表A.1−理想気体の各種燃焼基準条件における天然ガス成分の発熱量
項目
成分
モルベースの
低位発熱量
（kJ/mol）
モルベースの
高位発熱量
（kJ/mol）
質量ベースの
低位発熱量
（MJ/kg）
質量ベースの
高位発熱量
（MJ/kg）
1
メタン
802.69
891.56
50.035
55.574
2
エタン
1428.84
1562.14
47.52
51.95
3
プロパン
2043.37
2221.1
46.34
50.37
4
n-ブタン
2657.6
2879.76
45.72
49.55
5
2-メチルプロパン
2648.42
2870.58
45.57
49.39
6
n-ペンタン
3272.00
3538.6
45.35
49.04
7
2-メチルブタン
3265.08
3531.68
45.25
48.95
8
2.2-ジメチルプロパン
3250.83
3517.43
45.06
48.75
9
n-ヘキサン
3887.21
4198.24
45.11
48.72
10
2-メチルペンタン
3879.59
4190.62
45.02
48.43
11
3-メチルペンタン
3882.19
4193.22
45.05
48.66
12
2.2-ジメチルブタン
3869.8
4180.83
44.91
48.51
13
2.3-ジメチルブタン
3877.57
4188.6
45.00
48.6
14
n-へプタン
4501.72
4857.18
44.93
48.47
15
n-オクタン
5116.11
5516.01
44.79
48.29
16
n-ノナン
5731.49
6175.82
44.69
48.15
17
n-デカン
6346.14
6834.9
44.6
48.04
18
エチレン
1324.24
1412.11
47.17
50.34
19
プロピレン
1926.13
2059.43
45.77
48.94
20
1-ブテン
2540.97
2718.7
45.29
48.46
21
シス-2-ブテン
2534.2
2711.9
45.17
48.33
22
トランス-2-ブテン
2530.5
2708.3
45.1
48.27
23
2-メチルプロパン
2524.3
2702.00
44.99
48.16
24
1-ペンタン
3155.59
3377.75
44.99
48.16
25
プロパジェン
1855.09
1943.96
46.3
48.52
26
1.2-ブタジェン
2461.82
2595.12
45.51
47.98
27
1.3-ブタジェン
2408.8
2542.1
44.53
47.00
28
アセチレン
1256.94
1301.37
48.27
49.98
29
シクロペンタン
3100.03
3322.19
44.2
47.37
30
メチルシクロペンタン
3705.86
3912.46
44.03
47.2
31
エチルシクロペンタン
4320.92
4631.95
44.01
47.17
32
シクロヘキサン
3689.42
3956.02
43.84
47.01
33
メチルシクロヘキサン
4293.06
4604.09
43.72
46.89
34
エチルシクロヘキサン
4911.49
5266.95
43.77
46.94
35
ベンゼン
3169.56
3302.86
40.58
42.28
36
トルエン
3772.08
3949.81
40.94
42.87
37
エチルベンゼン
4387.37
4609.53
41.33
43.42
54
C 62282-3-201：2019
表A.1−理想気体の各種燃焼基準条件における天然ガス成分の発熱量（続き）
項目
成分
モルベースの
低位発熱量
（kJ/mol）
モルベースの
高位発熱量
（kJ/mol）
質量ベースの
低位発熱量
（MJ/kg）
質量ベースの
高位発熱量
（MJ/kg）
38
o-キシレン
4376.48
4598.64
41.22
43.31
39
メタノール
676.22
765.09
21.1
23.88
40
メタンチオール
1151.41
1240.28
23.93
25.78
41
水素
241.72
286.15
119.91
141.95
42
水
0
44.433
0
2.47
43
硫化水素
517.95
562.38
15.2
16.5
44
アンモニア
316.86
383.51
18.61
22.52
45
シアン化水素
649.5
671.7
24.03
24.85
46
一酸化炭素
282.91
282.91
10.1
10.1
47
硫化カルボニル
548.15
548.15
9.12
9.12
48
二硫化水素
1104.32
1104.32
14.5
14.5
注記 これらの値は，ISO 6976:1995の表3及び表4から抽出した。
55
C 62282-3-201：2019
附属書B
（参考）
天然ガス及びプロパンガスの組成例
天然ガスの組成例を，表B.1に示す。
表B.1−天然ガスの組成例（%）
A1
A2
G25
B1
B2
G20
C1
C2
D1
D2
E1
E2
F1
F2
N1
N2
N4
N5
K4
J1
J2
J3
J4
G1
G2
CH4
66.2 67.2 86.0 63.0 82.4 100.0 65.1 74.9 75.6 97.2 88.9 71.7 92.0 85.70 90.65
90.50
90.35
89.57
90.00
89.6
88.9
87.5
89.2
83.4
72.0
C2H6
5.0
1.7
0.0
11.7
0.0
0.0
8.3
3.3
11.7
0.0
10.0 15.0
1.7 13.30
4.0
4.0
4.0
5.0
6.0
5.6
6.8
5.9
4.6
6.7
13.3
C3H8
0.7
3.3
0.0
2.0
0.0
0.0
4.0
3.3
0.7
1.3
0.0
2.7
6.0
0.7
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
3.4
3.1
5.3
2.7
4.7
5.3
C4H10
0.2
0.0
0.0
0.0
1.0
0.0
0.7
1.0
0.5
0.2
0.0
0.3
0.2
0.2
n-0.3
n-0.3
n-0.5
n-0.3
n-0.2
1.4
1.2
1.2
3.4
1.5
1.3
i-0.3
i-0.3
i-0.3
i-0.3
i-0.2
neo-0.0 neo-0.0 neo-0.15 neo-0.1 neo-0.0
C5H2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.7
0.0
0.6
0.4
0.3
0.1
0.0
0.2
0.1
0.1
n-0.1
n-0.5
n-0.15
n-0.1
n-0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
1.0
0.9
i-0.1
i-0.5
i-0.15
i-0.1
i-0.2
C6＋
0.1
0.0
0.0
0.0
0.3
0.0
0.3
0.3
0.2
0.1
0.0
0.1
0.1
0.1
0.05
0.1
0.1
0.03
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.5
0.4
CO2
7.8
10.0
0.0
5.6
2.2
0.0
5.6
1.1
8.9
1.1
1.1
3.3
0.0
0.0
1.0
1.0
1.0
1.0
0.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.2
N2
20.0 17.8 14.0 17.8 13.3
0.0
15.6 15.6
2.2
0.0
0.0
6.7
0.0
0.0
2.5
2.5
2.5
2.5
1.2
0.0
0.0
0.1
0.1
2.2
4.4
LHV
（kWh/m3）
7.84 7.86 8.13 8.89 9.01 9.45 9.66 9.58 10.19 10.21 10.65 10.77 11.19 11.26 10.28
10.33
10.33
10.38
10.66
11.29 11.29 11.56 11.58 11.92 11.96
LHV
（MJ/m3）
28.21 28.30 29.25 32.01 32.43 34.02 34.77 34.48 36.76 36.68 38.34 38.77 40.30 40.55 37.01
37.9
37.18
37.37
38.37 40.64 40.66 41.63 41.69 42.93 43.07
HHV
（kWh/m3）
8.69 8.71 9.03 9.84 9.99 10.49 10.67 10.59 11.30 11.31 11.81 11.90 12.39 12.47 11.15
11.20
11.07
11.25
11.56
12.51 12.51 12.80 12.82 13.17 13.20
HHV
（MJ/m3）
31.27 31.36 32.49 35.41 35.96 37.78 38.40 38.14 40.67 40.72 42.51 42.85 44.90 44.90 40.12
40.32
39.85
40.52
41.60 45.02 45.03 46.07 46.15 47.42 47.50
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9
56
C 62282-3-201：2019
プロパンガスの組成例を，表B.2に示す。
表B.2−プロパンガスの組成例（%）
JP1
1A
1B
1C
1D
1E
2A
2B
2C
2D
3A
3B
3C
3D
3E
3F
3G
3H
G30
C2H6
0.8
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
5.0
0.0
0.0
C3H8
98.0
100.0
90.0
90.0
80.0
80.0
70.0
70.0
60.0
60.0
50.0
50.0
40.0
40.0
20.0
20.0
0.0
0.0
0.0
C4H10
1.2
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
75.0
80.0
95.0
100.0
n-50
i-50
LHV
（kWh/m3）
25.37
25.94
25.96
26.80
26.82
27.65
27.68
28.51
28.53
29.36
29.38
30.22
30.24
31.07
31.95
32.78
33.66
34.49
32.25
LHV
（MJ/m3）
91.35
93.38
93.47
96.46
96.55
99.54
99.63
102.62
102.71
105.70
105.78
108.77
108.86
111.85
115.02
118.01
121.7
124.16
116.09
HHV
（kWh/m3）
27.56
28.22
28.25
29.14
29.14
30.06
30.09
30.98
31.00
31.90
31.92
32.82
32.84
33.73
34.68
35.57
36.52
37.41
34.94
HHV
（MJ/m3）
99.22
101.58
101.69
104.90
105.00
108.21
108.31
111.52
111.62
114.83
114.92
118.13
118.23
121.44
124.85
127.06
131.47
134.68
125.81
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9
57
C 62282-3-201：2019
附属書C
（参考）
試験のスケジュール例
試験スケジュールの例を，表C.1に示す。
表C.1−試験のスケジュール例
番号
形式試験
燃料電池発電システムの操作
箇条
推定所要時間
1
保管停止状態試験
保管停止状態で運転する。
14.7
3時間
2
起動試験
起動し，正味電力出力まで運転する。
14.5
システム構成に
よって異なる。
3
ランプアップ試験
ランプアップし，定格電力出力まで運転する。
14.6
システム構成に
よって異なる。
4
原燃料消費量試験
電力出力試験
熱回収試験
定格電力出力で運転する。
14.2
14.3
14.4
3時間
5
原燃料消費量試験
電力出力試験
熱回収試験
75 %電力出力で運転する。
14.2
14.3
14.4
3時間
6
原燃料消費量試験
電力出力試験
熱回収試験
50 %電力出力で運転する。
14.2
14.3
14.4
3時間
7
原燃料消費量試験
電力出力試験
熱回収試験
最小電力出力で運転する。
14.2
14.3
14.4
3時間
8
停止試験
定格電力出力で運転した後，停止する。
14.9
システム構成に
よって異なる。
9
電力出力変化試験
起動し，電力出力を変化させて運転した後，停止
する。
14.8
システム構成に
よって異なる。
10
電磁両立性（EMC）試験 定格電力出力で運転する。
14.12
システム構成に
よって異なる。
11
騒音試験
停止状態
15.2
30分
12
騒音試験
排ガス試験
排水試験
起動から定格電力出力まで。
15.2
15.3
15.4
システム構成に
よって異なる。
13
騒音試験
排ガス試験
排水試験
定格電力出力で運転する。
15.2
15.3
15.4
1時間
14
騒音試験
排ガス試験
排水試験
停止する。
15.2
15.3
15.4
システム構成に
よって異なる。
58
C 62282-3-201：2019
附属書D
（参考）
一般的な排ガス成分
一般的な原燃料から予想される一般的な排ガス成分を，表D.1に示す。
表D.1−一般的な原燃料の一般的な排ガス成分
原燃料
一酸化炭素
CO
窒素酸化物
NOX
二酸化硫黄
SO2
全炭化水素
THC
水素
無
無
無
無
天然ガス
有
有
無
無
プロパン
有
有
無
有
灯油
有
有
有
有
ガソリン
有
有
有
有
59
C 62282-3-201：2019
附属書E
（参考）
詳細報告書及び全体報告書の記載指針
E.1
一般事項
詳細報告書及び／又は全体報告書を作成し，全ての試験目的が達成されたことを実証するのに十分な情
報を記録することが望ましい。
それぞれの報告書には，標題ページ及び目次を記載し，標題ページには16.2の記載と同一の情報を記載
することが望ましい。
E.2
詳細報告書
詳細報告書は，概要報告書の情報に加えて次の情報を記載する。
a) 燃料電池発電システムの種類，仕様及び運転構成，並びにシステム境界を示すプロセスフロー図
b) 機器及び計測器の構成，配置，並びに運転条件の説明
c) 計測器の校正結果
d) 計算方法の参照
e) 結果の表形式及びグラフ形式での提示
E.3
全体報告書
全体報告書は，詳細報告書の情報に加えて，次の情報を記載する。
a) データシート原本の写し
b) データシート原本には，測定データに加えて，次の情報を記載する。
1) 試験を実施した日付及び時刻
2) 試験に用いた計測器の型式番号及び測定精度
3) 周囲の試験条件
4) 試験を実施した者の氏名及び資格
5) 全体及び詳細の不確かさ解析
60
C 62282-3-201：2019
附属書F
（参考）
定格電力出力の運転期間の選択
表F.1は，燃料電池の種類ごとに，起動からランプアップ及び定格電力出力運転を経過して停止までの
運転サイクル中の定格電力出力の運転期間の選択値を示している。
表F.1−定格電力出力の運転期間の選択
燃料電池の種類
定格電力出力での
最短運転時間
中間値1
中間値2
定格電力出力での
最長運転時間
PEFC*
（固体高分子形燃料電池）
1 h
3 h
12 h
24 h
SOFC*
（固体酸化物形燃料電池）
1日（24 h）
1週間
1か月
6か月
注*
上記の略語の定義は，IEC/TS 62282-1:2013に記載されている。
61
C 62282-3-201：2019
参考文献
JIS Q 9000（規格群） 品質マネジメントシステム
注記 対応国際規格：ISO 9000，Quality management systems−Fundamentals and vocabulary
IEC 60050-601:1985，International Electrotechnical Vocabulary−Part 601: Generation, transmission and
distribution of electricity−General
IEC 61672-2，Electroacoustics−Sound level meters−Part 2: Pattern evaluation tests
IEC/TS 62282-1:2013，Fuel cell technologies−Part 1: Terminology
ISO 6326 (all parts)，Natural gas−Determination of sulfur compounds
ISO 6976，Natural gas−Calculation of calorific values, density, relative density and Wobbe indices from
composition
ISO 7934，Stationary source emissions−Determination of the mass concentration of sulfur dioxide−Hydrogen
peroxide/barium perchlorate/Thorin method
ISO 7935，Stationary source emissions−Determination of the mass concentration of sulfur dioxide−Performance
characteristics of automated measuring methods
ISO 7941，Commercial propane and butane−Analysis by gas chromatography
ISO 10396，Stationary source emissions−Sampling for the automated determination of gas emission concentrations
for permanently-installed monitoring systems
ISO 10849，Stationary source emissions−Determination of the mass concentration of nitrogen oxides−
Performance characteristics of automated measuring systems
ISO 11042-1，Gas turbines−Exhaust gas emission−Part 1: Measurement and evaluation
ISO 11042-2，Gas turbines−Exhaust gas emission−Part 2: Automated emission monitoring
ISO 11541，Natural gas−Determination of water content at high pressure
ISO 11564，Stationary source emissions−Determination of the mass concentration of nitrogen oxides−
Naphthylethylenediamine photometric method
ISO/TR 15916，Basic considerations for the safety of hydrogen systems
SAE ARP 1533A-2004，Procedure for the Analysis and Evaluation of Gaseous Emissions from Aircraft Engines
EN 50465，Gas appliances−Fuel cell gas heating appliances−Fuel cell gas heating appliance of nominal heat input
inferior or equal to 70 kW
62
C 62282-3-201：2019
附属書JA
（参考）
JISと対応国際規格との対比表
JIS C 62282-3-201:2019 燃料電池技術−第3-201部：定置用燃料電池発電システ
ム−小形定置用燃料電池発電システムの性能試験方法
IEC 62282-3-201:2017，Fuel cell technologies−Part 3-201: Stationary fuel cell power
systems−Performance test methods for small fuel cell power systems
(I)JISの規定
(II)
国際
規格
番号
(III)国際規格の規定
(IV)JISと国際規格との技術的差異の箇条ごと
の評価及びその内容
(V)JISと国際規格との技術的差異の
理由及び今後の対策
箇条番号
及び題名
内容
箇条
番号
内容
箇条ごと
の評価
技術的差異の内容
1 適用範囲 適用範囲
1
JISとほぼ同じ
変更
“定格電力出力”を“定格正味電力
出力”に変更した。
IECのメンテナンスの際に，変更を提
案する。
変更
交流出力電圧の範囲を“1 000 V以
下”から“220 V以下”に変更した。
従来のJISに基づき，出力電圧は，交
流出力の場合220 V以下とした。
変更
“燃料”を“燃料ガス”に変更した。 電気設備に関する技術基準を定める
省令に基づき，“燃料ガス”という用
語に変更した。
追加
液体燃料の場合の最大許容運転圧
力を追加した。
電気設備に関する技術基準を定める
省令に基づき，液体燃料が通る部分の
最大許容運転圧力は，1.0 MPa未満で
あることを規定した。
追加
規格使用者が，目的に適する試験項
目を選択して実施できることを追
記した。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
3 用語及び
定義
−
3.20
“質量濃度”の定
義
削除
“質量濃度”の定義を削除した。
“質量濃度”は汎用語のため削除し
た。
IECのメンテナンスの際に，削除を提
案する。
−
3.40
“廃熱”の定義
削除
“廃熱”の定義を削除した。
この規格で使用されていないため削
除した。
IECのメンテナンスの際に，削除を提
案する。
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9
63
C 62282-3-201：2019
(I)JISの規定
(II)
国際
規格
番号
(III)国際規格の規定
(IV)JISと国際規格との技術的差異の箇条ごと
の評価及びその内容
(V)JISと国際規格との技術的差異の
理由及び今後の対策
箇条番号
及び題名
内容
箇条
番号
内容
箇条ごと
の評価
技術的差異の内容
3 用語及び
定義（続き）
3.40A 燃料ガス
−
−
追加
“燃料ガス”の定義を追加した。
規格使用者の理解を助けるために追
加した。
3.40B 原燃料
−
−
追加
“原燃料”の定義を追加した。
規格使用者の理解を助けるために追
加した。
3.23A 定格正味電力出
力
−
−
追加
“定格正味電力出力”の定義を追加
した。
規格使用者の理解を助けるために追
加した。
7 発熱量の
基準
原燃料の発熱量の基準
7
JISとほぼ同じ
変更
高位発熱量（HHV）を適用する場
合は，略語“HHV”を記号の後ろ
に付加することを明記した。
発電効率及び熱回収効率の式の記述
方法に関して，従来JISの表記ルール
に従った。
10 測定計
器及び測定
方法
10.3 測定点
10.3
JISとほぼ同じ
追加
測定のために必要最小限の改造を
行ってもよいことを追加した。
試験実施の際の実務を考慮した。
14 電力出
力性能及び
回収熱出力
性能の形式
試験
14.1 一般事項
14.1
JISとほぼ同じ
追加
形式試験項目として，“効率計算
（14.10）”及び“運転サイクル発電
効率（14.11）”を追加した。
IEC規格の記載漏れのため，メンテナ
ンスの際に，追加を提案する。
14.2.2.3 液体燃料の平
均発熱量入力の計算
14.2.2.3
JISとほぼ同じ
変更
液体燃料の発熱量の測定に関する
注記を本文に変更した。
IEC規格の注記の内容は，規定である
ため本文とした。
IEC規格の誤記のため，メンテナンス
の際に，修正を提案する。
14.8.2 電力出力変化の
試験方法
14.8.2
JISとほぼ同じ
追加
電力出力の増加率に加え，電力出力
の減少率の測定を追加した。
電力出力の減少率の測定に関して記
載漏れだったため，追加した。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
14.9.2 停止試験の試験
方法
14.9.2
JISとほぼ同じ
追加
14.7.3及び図14を参照することを
追加した。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
14.11.1 運転サイクル
発電効率の一般事項
14.11.1
JISとほぼ同じ
変更
“燃料電池技術”を“燃料電池の種
類”に変更した。
“燃料電池技術”とは“燃料電池の種
類”を意味することを明確にするため
に変更した。
IECのメンテナンスの際に，変更を提
案する。
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9
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C 62282-3-201：2019
(I)JISの規定
(II)
国際
規格
番号
(III)国際規格の規定
(IV)JISと国際規格との技術的差異の箇条ごと
の評価及びその内容
(V)JISと国際規格との技術的差異の
理由及び今後の対策
箇条番号
及び題名
内容
箇条
番号
内容
箇条ごと
の評価
技術的差異の内容
15 環境性
能形式試験
15.2.4 騒音試験のデー
タ処理
15.2.4
JISとほぼ同じ
追加
報告書に記載する騒音レベルとし
て，最小電力出力運転中の平均値を
細別に追加した。
15.2.3 d)を実施した場合のデータ処理
に関して記載漏れだった。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
15.3.1 排ガス試験の一
般事項
15.3.1
JISとほぼ同じ
追加
液体燃料に関する参照先として
15.3.4.5を追加した。
液体燃料の場合の参照先が記載漏れ
だった。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
15.3.4.1 排ガス試験に
おけるデータ処理の一
般事項
15.3.4.1
JISとほぼ同じ
追加
液体燃料に関する参照先として
15.3.4.5を追加した。
液体燃料の場合の参照先が記載漏れ
だった。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
変更
“乾燥及びエアフリー条件”を“理
論乾燥燃焼条件”に変更した。
我が国では“エアフリー（air-free）”
という用語が一般的ではないため，従
来のJIS等で用いられている“理論乾
燥燃焼条件”という表現に変更し理解
しやすくした。
15.3.4.2 排ガス試験に
おける理論乾燥燃焼条
件における体積分率へ
の補正
15.3.4.2
JISとほぼ同じ
変更
“乾燥及びエアフリー条件”を“理
論乾燥燃焼条件”に変更した。
我が国では“エアフリー（air-free）”
という用語が一般的ではないため，従
来のJIS等で用いられている“理論乾
燥燃焼条件”という表現に変更し理解
しやすくした。
15.3.4.3.2 排ガス試験
における全炭化水素
（THC）の質量濃度
15.3.4.3.2
JISとほぼ同じ
追加
都市ガス燃料，LPガス燃料の
“α(THC)”の値を追記した。
従来のJIS等に記載されていたため追
加した。
15.3.4.6.2 排ガス試験
における体積流量から
質量流量への換算
15.3.4.6.2
JISとほぼ同じ
追加
式(51)の記号“Mf”の説明を追加し
た。
規格使用者の理解を助けるために，式
(7)の記号の説明に合わせて追加した。
IECのメンテナンスの際に，追加を提
案する。
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9
65
C 62282-3-201：2019
(I)JISの規定
(II)
国際
規格
番号
(III)国際規格の規定
(IV)JISと国際規格との技術的差異の箇条ごと
の評価及びその内容
(V)JISと国際規格との技術的差異の
理由及び今後の対策
箇条番号
及び題名
内容
箇条
番号
内容
箇条ごと
の評価
技術的差異の内容
15 環境性
能形式試験
（続き）
15.3.4.6.3 排ガス試験
における原燃料の分子
量の計算
15.3.4.6.3
JISとほぼ同じ
追加
都市ガス燃料，LPガス燃料の“Mr,f”
の値を追加した。
従来のJIS等に記載されていたため追
加した。
15.3.4.6.5 排ガス試験
における全炭化水素
（THC）の排出質量流
量
15.3.4.6.5
JISとほぼ同じ
追加
都市ガス燃料，LPガス燃料の
“Mr(THC)”の値を追加した。
従来のJIS等に記載されていたため追
加した。
JISと国際規格との対応の程度の全体評価：IEC 62282-3-201:2017，MOD
注記1 箇条ごとの評価欄の用語の意味は，次による。
− 削除 ················ 国際規格の規定項目又は規定内容を削除している。
− 追加 ················ 国際規格にない規定項目又は規定内容を追加している。
− 変更 ················ 国際規格の規定内容を変更している。
注記2 JISと国際規格との対応の程度の全体評価欄の記号の意味は，次による。
− MOD ··············· 国際規格を修正している。
1
3
C
6
2
2
8
2
-3
-2
0
1
：
2
0
1
9